Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов - Сургучев М.Л.

Author: Сургучев М.Л.
Tags: горные работы при разработке месторождений полезных ископаемых геология горное дело нефтяная промышленность месторождения горная промышленность нефтегазодобыча
Year: 1985
Similar
Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений
Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов
Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
Text
                    М. Л. Сургучев

ВТОРИЧНЫЕ “““
И ТРЕТИЧНЫЕ^
МЕТОДЫ
УВЕЛИЧЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ
ПЛАСТОВ
МОСКВА „НЕДРА” 1985
УДК 622.276.344
Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи
пластов.— М.: Недра, 1985.— 308 с.
Изложены физические основы методов увеличения нефтеотдачи, технология
их применения в различных горно-геологических условиях, преимущества и не-
достатки.
Рассмотрены требования к материально-техническим средствам и технике
добычи нефти исходя из условий обеспечения охраны недр, окружающей среды
и повышения степени извлечения нефти из пластов. Дана оценка эффективно-
сти применения вторичных методов увеличения нефтеотдачи.
Для инженерно-технических работников, занимающихся проектированием
разработки и разработкой нефтяных месторождений, изучением и применением
методов воздействия иа нефтяные залежи.
Табл. 51, ил. 104, список лит.— 50 назв.
Рецензент: Ш. К. Гиматудинов, д-р техн, наук
(МИНХ и ГП им. И. М. Губкина)
2504030300-094
С 043(01) =85	234-85
© Издательство «Недра», 1985 ~
ПРЕДИСЛОВИЕ
t Проблема увеличения степени извлечения нефти из недр из-
R вестных нефтяных месторождений или, как говорят нефтяники,
^увеличения конечной нефтеотдачи пластов в последние годы
К стала одной из самых важных экономических проблем. Основ-
If ными направлениями экономического и социального развития
L' СССР на 1981—1985 годы и на период до 1990 года предусмот-
г. рено улучшить использование природных ресурсов нефти, повы-
К сить нефтеотдачу пластов, осуществить научные исследования
К и опытно-промышленные работы по извлечению нефти из битуми-
Р'.НОЗНЫХ пород.
й" Среди целевых комплексных программ социального и экономи-
к ческого развития страны на одиннадцатую пятилетку большое
L место занимают программы, направленные на увеличение извле-
Е?, каемости нефти из пластов. В правительственных энергетических
В' программах всех промышленно развитых нефтедобывающих стран
(США, Канада, Великобритания, ФРГ и др.) проблеме извлече-
R’ иия нефти из пластов уделяется внимание как одному из способов.
£ увеличения ресурсов нефти и сокращения дефицита в ней. Эта
В проблема сейчас является предметом специального обсуждения
I среди специалистов-нефтяников по разработке нефтяных место-
к рождений, принятия решений на уровне государственных органов,
-х межправительственных соглашений, международных конгрессов,
g конференций, симпозиумов и семинаров, периодической печати
£ и др.
После так называемого мирового энергетического кризиса
fe в начале 70-х годов, выразившегося в сокращении поставок
а нефти из стран Ближнего и Среднего Востока в промышленно
К. развитые страны Западной Европы и Америки, нефть оказалась
в центре внимания, особенно при обсуждении и прогнозировании
g развития мирового топливно-энергетического комплекса как ос-
р новы развития всей экономики. В связи с этим особый интерес
В; проявляется к проблеме увеличения нефтеотдачи пластов как
^.средству увеличить ресурсы нефти, облегчить удовлетворение по-
требности в ней и перейти в будущем на другие альтернативные
к источники энергии.
Обычно возникают и обсуждаются вопросы, касающиеся со-
L стояния проблемы увеличения нефтеотдачи пластов на данном
& этапе, достигаемой на практике нефтеотдачи пластов в разных
геолого-физических условиях месторождений, влияния на нее раз-
fl личных факторов, перспектив и приоритетных направлений раз-
Жвития методов увеличения нефтеотдачи пластов в будущем. Особо
К; стоит вопрос производства материально-технических средств, ко-
баГторые потребуются в будущем, экономических условий и потен-
й^циальных возможностей увеличения уровня добычи и извле-
В" 1*	3
каемых запасов нефти, воздействия на окружающую и геологиче-
скую среду и т. д. При этом специалисты разных организаций
и уровней используют неодинаковые понятия и определения, по-
разному представляют содержание проблемы, пути и способы ее
решения, зависимость от других отраслей и влияние на их раз-
витие. Вследствие этого возникают противоречия и недопонима-
ние при изучении и развитии методов, трудности и осложнения
в решении практических задач при их испытании и внедрении.
Особенно много противоречий при толковании и обсуждении за-
рубежного опыта разработки нефтяных месторождений и увели-
чения конечной нефтеотдачи пластов.
Автору более 30 лет пришлось непосредственно заниматься
самыми различными аспектами проблемы разработки месторож-
дений и увеличения нефтеотдачи пластов — изучением эффектив-
ности вытеснения нефти из пластов водой и различными агентами,
проектированием процессов и систем разработки многих место-
рождений, обобщением отечественного и зарубежного опыта,
прогнозированием развития методов разработки на дальнюю
перспективу, определением потребностей в материально-техниче-
ских средствах и требований к ним, обсуждением этих проблем
со специалистами на самых различных уровнях заинтересованно-
сти и компетентности.
Заводнение нефтяных месторождений, широко применяемое
в нашей стране и за рубежом, относительно простое по механизму
пластовых процессов и условиям осуществления, но тем не менее
еще до конца не изучено. Остается много дискуссионных вопро-
сов о состоянии остаточной нефти после заводнения, о влиянии
на ее объем и распределение различных факторов, а эффектив-
ность этого метода уже во многих случаях не удовлетворяет тре-
бованиям практики. В связи с этим в последние 15—20 лет спе-
циалисты стали искать методы и способы, улучшающие заводне-
ние там, где оно недостаточно эффективно, на основе применения
различных реагентов, газа и теплоты.
Методы увеличения нефтеотдачи пластов — очень сложные,
дорогостоящие и сравнительно малоизученные процессы, эффек-
тивность которых в реальных условиях зависит от множества
геолого-физических и технологических факторов. Затраты на со-
здание мощности по добыче 1 т нефти этими методами в 5—10 раз
выше, чем при обычном заводнении. Поэтому при промышленном
внедрении методов увеличения нефтеотдачи пластов будет суще-
ствовать риск получения неоптимального эффекта или даже эко-
номических потерь, а принятие решений по изучению, испытанию
и применению методов в перспективе будет происходить в усло-
виях неопределенности.
Цель данной монографии заключается в том, чтобы на основе
отечественного и зарубежного опыта изучения, испытания и при-
менения методов увеличения нефтеотдачи пластов определить
текущее состояние известных и применяемых методов, сформули-
ровать современные проблемы, изложить вопросы, получившие
4
однозначное решение и обоснование, показать уровень риска
и неопределенности, возможные трудности и осложнения в примене-
нии методов, исходя из условий изучения самих методов и место-
рождений, и способствовать принятию более правильных решений
по испытанию, внедрению и применению в широких промышлен-
ных масштабах эффективных методов повышения нефтеотдачи
пластов, а также определить наиболее важные вопросы для ис-
следований.
Увеличение нефтеотдачи пластов — повышение степени извле-
чения нефти из недр — самая актуальная и острая проблема на
протяжении всей истории развития нефтяной промышленности.
На каждом этапе развития специалисты стремились продлить до-
бычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить
вытеснение нефти из пласта за счет качества вскрытия, обработки
призабойных зон, размещения скважин, искусственного воздейст-
вия на пласты, регулирования процесса эксплуатации и др.
Отечественная нефтяная промышленность достигла многого
в этом направлении: Методы, системы и технологии разработки
нефтяных месторождений в целом отвечают современному уровню
развития науки и техники. Это позволило нашей стране достичь
высокой добычи нефти при относительно малом числе' скважин
и высокой степени извлечения нефти из недр.
При написании данной книги автор использовал материалы
и результаты работ, выполненных совместно с сотрудниками
Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института
Б. Т. Баишевым, А. А. Боксерманом, С. А. Ждановым, А. Т. Гор-
буновым, А. А. Раковским, Е. И. Семиным, Т. А. Бур дынь,
М. П. Арушановым, Л. Н. Бученковым, Д. П. Забродиным,
Е. А. Зискиным, В. К. Гомзиковым, А. М. Полищуком, В. Г. Мих-
невичем, Г. С. Малютиной, Ю. С. Савельевым, В. В. Суриной,
В. П. Табаковым и И. Н. Шарбатовой, за что он выражает им
свою признательность.
I. Строение и свойства пластов.
Условия залегания и насыщения нефти
Чтобы эффективно управлять процессом извлечения нефти из
пластов, и особенно решать проблемы увеличения нефтеотдачи
пластов физико-химическими и тепловыми методами, надо знать
в деталях строение и свойства нефтяных пластов, условия сосре-
доточения и фильтрации в них нефти. Ответственным за принятие
решений по развитию и внедрению методов увеличения нефтеот-
дачи пластов также необходимо иметь хотя бы общие, но пра-
вильные представления об особенностях строения месторождений,
залегания нефти и ее извлечения, о свойствах пластов. Вместе
с тем ясности и однозначности в этих вопросах до сих пор нет
даже у специалистов-нефтяников. У людей, непосредственно не
занимающихся разработкой месторождений, существует еще лож-
ное представление о нефтяных залежах как об однородных плас-
тах, насыщенных нефтью, из которых можно «выкачивать»
сколько угодно нефти — стоит только пробурить скважины да за-
качать какой-либо рабочий агент. Это — заблуждение, очень да-
лекое от истины, от реальных условий залегания нефти и ее из-
влечения из недр.
В действительности нефть неравномерно пропитывает глубоко-
залегающие плотные, пористые, в большинстве случаев и в боль-
шей части объема залежей слабопроницаемые породы — песча-
ники, известняки или доломиты. Сложность строения нефтяных
залежей трудно вообразить. Совершенно бессистемно изменяются
физические и фильтрационные свойства нефтегазоносных пластов,
которые беспорядочно расчленены непроницаемыми линзами,
слоями и пропластками, вследствие чего и толщина их беспоря-
дочно изменяется. Остается неясным до последнего времени, как
в этих условиях могли образоваться в первоначально водоносных
пластах единые нефтяные залежи в строгом соответствии с грави-
тационными силами и вопреки действию капиллярных сил. Неф-
тяйики, как никто другой из специалистов, поставлены в особенно
трудные условия. Они свой основной объект изучения и разра-
ботки — нефтеносный пласт — не могут непосредственно ни уви-
деть, ни измерить, ни взвесить. Все модели пластов, необходимые
для оценки запасов нефти и проектирования разработки, строятся
на основе скудной информации, полученной из отдельных, огра-
ниченных по количеству точек (скважин). При площади нефтя-
ных залежей в десятки и сотни квадратных километров площадь
извлеченных на поверхность образцов пород, по которым можно
составить представление о строении пластов, когда приходится
принимать решение о системе разработки, не превышает 1—2 м2.
Представления о строении нефтяных залежей и запасах нефти
в силу этих причин всегда относительны, точность количествен-
ных характеристик пластов и запасов нефти, строго говоря, спе-
6
циалистам не известна. Поэтому системы разработки нефтяных
месторождений, принятые на ранней стадии их изучения, в прин-
ципе не могут соответствовать всем особенностям строения неф-
тяных залежей. Они требуют непрерывного уточнения по мере по-
лучения новых данных. Процесс извлечения нефти из таких зале-
жей, к сожалению, не поддается непосредственному контролю
прямыми методами. В связи с этим у специалистов возникают
различные представления и толкования о влиянии различных фак-
торов на эффективность извлечения нефти, об оптимальных усло-
виях и рациональных системах разработки нефтяных месторожде-
ний. Тем не менее накопленный во всем мире опыт однозначно
показывает, что на эффективность разработки нефтяных место-
рождений и степень извлечения нефти из пластов самое большое
влияние оказывают макронеоднородность пластов, нефтенасыщен-
ность коллектора, условия залегания и вязкость нефти, микроне-
однородность, вещественный состав и смачиваемость пористой
среды и др. Эти характеристики широко изменяются на реальных
нефтяных месторождениях, и очень важно их учитывать при реше-
нии проблем повышения нефтеотдачи пластов.
Типы коллекторов
Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обла-
дающая физическими (структурными) свойствами, позволяющими
аккумулировать в ней жидкие и газообразные углеводороды,
а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давле-
ния. Основные критерии коллектора нефти и газа — его емкост-
ная и фильтрационная характеристики, определяемые литолого-
петрографическим (вещественным) составом, пористостью и про-
ницаемостью, а в более общем виде — типом коллектора.
Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терриген-
ные и карбонатные.
Терригенные коллекторы. Породы — коллекторы тер-
ригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород
разных размеров, сцементированных цементами различного типа.
Обычно эти породы представлены в разной мере сцементирован-
ными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с гли-
нами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекто-
ров большое значение имеет их минералогический и грануломет-
рический составы.
По минералогическому составу терригенные коллекторы де-
лятся на кварцевые и полимиктовые.
Кварцевый коллектор образуется в природе при усло-
виях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значе-
ние имеют зерна кварца. В этом случае образованная порода
имеет песчаную основу (до 95—98 %), как правило, обладает,
хорошими коллекторскими свойствами, пористостью и прони-
цаемостью. Начальная нефтейасыщенность достигает 80—95 %,
а насыщенность водой — 5—20 %.
7
Полимиктовый коллектор образуется, если при осадко-
накоплении помимо зерен кварца большой процент зерен пред-
ставлен полевыми шпатами и продуктами их химических преоб-
разований. Образованная порода имеет значительную примесь
глинистых разностей (до 25—50 %), ухудшающих ее коллектор-
ские свойства. Начальная водонасыщенность у полимиктовых кол-
лекторов может достигать 30—40 %.
Терригенные коллекторы характеризуются очень широким
диапазоном фильтрационных свойств. Проницаемость их изме-
няется от 3—5 до 0,0001—0,001 мкм2, а пористость —от 25—26
до 12—14 %- Известны нефтяные месторождения, когда средняя
проницаемость терригенных пластов превышает 1—2 мкм2 (Золь-
ный Овраг, Анастасиевско-Троицкое, Ист-Тексас, Прадхо-Бей
и др.), с диапазоном изменения от 6,1—0,2 до 3—4 мкм2 и, наобо-
рот, месторождения со средней проницаемостью пластов
б.Обб—0,008 мкм2, с диапазоном изменения от 0,0001 до 0,05 мкмг
(Долинское, Самотлорское, пласт А>, Хасси-Мессауд и др.).
Карбонатные коллекторы слагаются в основном изве-
стняками и доломитами. Высокими значениями эффективной по-
ристости, проницаемости, нефтегазонасыщенности могут обладать
лишь так называемые биоморфные, органогенные и обломочные
карбонатные породы, пустотное пространство в которых не было
подвержено вторичным изменениям (отложениям солей), вследст-
вие чего коллекторы характеризуются низкими емкостными
и фильтрационными свойствами. Эти карбонатные коллекторы
могут иметь проницаемость до 0,3—1 мкм2 и пористость до
20—35 %. Обычно такие породы комковатые, рыхлые, слабосце-
ментированные, цемента до 10 %. Начальная водонасыщенность
их в нефтяной залежи не превышает 5—20 %. Среднепористые
и среднепроницаемые карбонатные коллекторы обладают уже
меньшими пористостью (12—25 %) и проницаемостью
(0,01—0,3 мкм2) вследствие вторичного изменения порового про-
странства (диагенеза и катагенеза) и более высокой степенью це-
ментации (10—20 %) среднезернистой породы. Водонасыщен-
ность среднепористых карбонатов может достигать 25—35 %.
Мелкозернистые, слабопроницаемые, мелкопористые карбонат-
ные коллекторы представляют собой сильно перекристаллизован-
ные пелитоморфные породы, обычно называемые матрицами, ко-
торые обладают низкой полезной емкостью и плохими фильтраци-
онными свойствами: пористость 8—15 %, проницаемость 0,0001—
0,01 мкм2, водонасыщенность 35—50%. Емкостные свойства кар-
бонатных коллекторов этого типа связаны с пористостью матриц
(блоков), а фильтрационные свойства — с трещиноватостью
пород.
Высокопористые, высокопроницаемые карбонатные коллек-
торы— хорошие объекты для разработки. К ним относится, на-
пример, пласт А< башкирского яруса на месторождениях Урало-
Поволжья (Покровское, Герасимовское, Кулешовское и др.).
Разработка слабопроницаемых, мелкопористых карбонатных кол-
8
лекторов трудна и малоэффективна. Это коллекторы калиновской
свиты, пермские отложения, окский горизонт и другие пласты
в разрезе месторождений Урало-Поволжья.
Вещественный состав нефтеносных пластов
Вещественный состав нефтеносных пластов, имеющий большое
значение для увеличения нефтеотдачи пластов, особенно физико-
химическими методами, определяется структурой и минералогиче-
ским составом.
Под структурой породы принято понимать особенности строе-
ния пористой среды, обусловленные размером фракций, формой
зерен и взаимным отношением составных частей породы.
Нефтеносные пласты, как правило, содержат песок с разме-
ром зерен 0,1—1 мм, алеврит (0,1—0,01 мкм) и пелит или глину
(<0,01 мм). В природе редко встречаются пласты с хорошо
отсортированной, выдержанной по размерам зернистостью. Как
правило, нефтегазоносные отложения характеризуются широким
фракционным составом — породы чаще мелкозернистые, реже —
среднезернистые, содержащие4^ различное количество примесей
алевролитовой и пелитовой фракций. Отсюда и название этих по-
род (в зависимости от процентного содержания зерен тех или
иных размеров) например песчаник мелкозернистый, сильноалев-
ритистый или алевропесчаник неравномерно сильноглинистый
с доломитом и т. п.
Минералогический состав по роды-к ол лектора
определяется на основании изучения тяжелых и легких фракций
пород. Обычно с этой целью разделяют по плотности минералы
фракций от 0,25 до 0,01 мм; при наличии грубозернистой струк-
туры песчаников иногда выделяют и более крупные фракции.
Породы, слагающие нефтяные пласты, содержат так назы-
ваемые «тяжелые» минералы — циркон, рутил, гранат, турмалин
(табл. 1).
Таблица 1
Фракционный и вещественный состав пород-коллекторов некоторых
месторождений
Фракционный состав (в %) при размере зерен, мм
Месторождение, пласт	>0.25	0.25-0,1	0.1—0,05	0.05-0,01	<0.01
Узеньское: XIII	. 15	35,8	11	6	22
XIV	2,6	31,5	26,5	9,7	20,5
Суторминское, Б]о	8,1	55,4	9,5	10,9	12,2
Вать-Еганское, Ai_2	1,8	57,9	12,9	10,9	13,9
Ромашкинское	0,95	88,7	4,63	—	5,7
(Абдрахмановская пло- щадь), Д Туймазинское, Ди	—	3,36	42,97	—	12,05
I 9
Продолжение табл. I
Месторождение, пласт	Вещественный состав, %					
	Соли, рас- творимые в НС1	Сидерит	Пирит	Кварц	Полевые шпаты	Обломки пород
Узеньское: , XIII	8	2,2	1,8	28	54	18
XIV	5,4	2,4	1,4	33,5	48,7	17,8
Суторминское, Бю	3,9	—	—	42,2	17,9	40,8
Вать-Еганское, Ai_2	3	•—.	—	46,3	15,2	38,5
Ромашкинское	1	—.	—.	100	—	—
(Абдрахмановская пло- щадь), Д Туймазинское, Ди	—	—	—	99	—	1
Как следует из данных табл. 1, продуктивные горизонты пер-
вых трех месторождений сложены в основном средне- и мелкозер-
нистыми песчаниками и алевролитами, в легкой фракции которых
помимо кварца содержится высокий процент полевых шпатов, что
указывает на принадлежность песчаников и алевролитов к под-
группе полимиктовых коллекторов. Вещественный же состав лег-
кой фракции пластов Ромашкинского и Туймазинского месторож-
дений характеризуется почти 100 %-ным содержанием зерен
кварца и почти полным отсутствием полевых шпатов, что позво-
ляет отнести эти .пласты к подгруппе кварцевых коллекторов.
Неоднородность порового пространства (микронеоднородность)
Пористость реальных нефтяных пластов терригенного типа
зависит от фракционного состава частиц, плотности их располо-
жения и типа цемента. Чем разнообразнее фракционный состав
зерен породы, тем больше может изменяться «живое» сечение
и свойства поверхности поровых каналов, что и обусловливает
микронеоднородность порового пространства. В породах выде-
ляются капиллярные и субкапиллярные поры. К первым отно-
сятся поры с размером больше 0,001 мм (>1 мкм), а ко вто-
рым— поры с диаметром меньше 0,001 мм (< 1 мкм). Жидкость
движется только по капиллярным порам, так как в субкапилляр-
ных порах она , остается в неподвижном состоянии вследствие
Взаимодействия молекулярных сил в твердой и жидкой фазах.
Движения жидкости может не быть и в капиллярных порах, если
они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами и нет
непрерывного канала из капиллярных пор, что часто наблюдается
в карбонатных породах.
Размеры пор в терригенных коллекторах изменяются в очень
широком диапазоне — от 0,1 мкм в аргиллитах и алевролитах до
500—1000 мкм в слабосцементированных кварцевых песчаниках.
В пластах со средней проницаемостью (0,4—0,5 мкм2) средний
размер пор составляет 10—20 мкм, а максимальный достигает
100—150 мкм. В слабопроницаемых коллекторах (0,01—0,02 мкм2)
10
Рис. 1. Плотность распределения f(r) пор
песчаника (1) и известняка (2) в зависимо-
сти от радиуса пор г.
Песчаник: проницаемость — 0,11 мкм2; пористость-
16,6 %; средний радиус пор—15,4 мкм; известняк:
проницаемость — 0,084 мкм2; пористость — 20,3 %;
средний радиус пор — 16,8 мкм
средний размер пор не превышает 1—2 мкм, а максимальный раз-
мер составляет 20—25 мкм.
В карбонатных коллекторах размер пор может изменяться
еще в более широком диапазоне — при том же самом минималь-
ном размере пор (0,1 мкм) максимальный размер пор (пор выще-
лачивания) может достигать размера каверн — 0,5—1,5 см или
(0,5—1,5) 104 мкм.
Известняк при больших среднем раДиусе пор г и пористости
т, чем у песчаника, обладает меньшей проницаемостью вследст-
вие блокирования части крупных пор (рис. 1).
В мелкопористых карбонатных коллекторах обычно развита
трещиноватость, возникшая вследствие движения земной коры.
Трещины имеют различную протяженность — от 0,01—0,15 до
10—20 м, раскрытость — от нескольких микрометров до санти-
метра, направленность — от бессистемных горизонтальных, наклон-
ных до четко прослеживаемых по площади залежи вертикальных
трещин и густоту — от 1 до 10 трещин на 1 м и более. Мелкие тре-
щины имеют наибольшую густоту, которая приурочена к местам
перегиба пластов, сводам структур и пр.
Очень важная характеристика коллекторов — удельная по-
верхность пористой среды — отношение площади поверхности пор
к объему или массе пористой среды. Для высокопористых, высо-
копроницаемых коллекторов удельная поверхность не превышает
500—1000 см2/см3 породы, а для алевролитов, полимиктов и сла-
бопроницаемых карбонатов достигает 10 000—30 000 см2/см3
(0,5—1,5 м2/г).
Удельная поверхность пористой среды связана с пористостью
и проницаемостью следующим соотношением:
Sy — G ™ л/т,
у V*
где Sy — удельная поверхность; т — коэффициент пористости;
k — коэффициент проницаемости; G — эмпирический коэффи-
циент, равный (7—10) 103 для разных коллекторов.
Эта характеристика имеет большое значение для применения
физико-химических методов увеличения. нефтеотдачи пластов, так
как любые химические растворы, находясь длительное время
11
в пластах, взаимодействуют с их поверхностью, вызывая про-
цессы адсорбции химических реагентов, деструкции молекул,
ионного обмена между растворами и поверхностью, растворения
солей и др.
Одна из самых важных и принципиальных характеристик мик-
роструктуры пористых сред нефтеносных пластов — смачиваемость
их поверхности. От того, какой смачиваемостью характеризуется
пористая среда, зависят специфика вытеснения нефти водой, со-
стояние и распределение остаточной нефтейасыщенности в пласте
и доминирующая цель воздействия на пласт, направленного на
снижение остаточных запасов нефти.
Все нефтегазоносные пласты образовались в водной среде
(отложение и цементация осадков) и до формирования в них за-
лежей были водоносными и, следовательно, гидрофильными, т. е.
смачиваемыми водой. Формирование нефтегазовых залежей в во-
доносных пластах в соответствии с действием гравитационных сил
могло происходить только при нейтрализации капиллярных сил.
Под действием активных компонентов в нефти (асфальтенов)
происходили оттеснение воды с поверхности пор нефтью и час-
тичная гидрофобизация этой поверхности; Поэтому считают, что
нефтегазоносные пласты обладают смешанной (частично гидро-
фильной и частично гидрофобной) или промежуточной смачи-
ваемостью.
Мерой смачиваемости пористой среды служит контактный угол
между плоскостью водонефтяного контакта в поре и твердой по-
верхностью. Этот угол может изменяться от 0 до 180°. В гидро-
фильных породах контактный угол меньше 90° при замере его
в водной фазе. И чем меньше этот угол, тем гидрофильнее поверх-
ность пор. В гидрофобных породах контактный угол больше 90°.
В строго гидрофильных породах контактный угол стремится
к нулю, а в гидрофобных — к 180°. При контактном угле около
90° поверхность породы одинаково смачивается водой и нефтью.
Реальная смачиваемость нефтегазоносных пластов не под-
дается прямому измерению, так как невозможно измерить кон-
тактный угол между водой и нефтью в широком диапазоне изме-
нения минералогического состава пород, шероховатости, гли-
нистости поверхности пор и пр. Существуют лишь косвенные
методы определения смачиваемости по пластинкам, моделирую-
щим поверхность пор, или пропиткой кернов водой или нефтью
и центрифугированием. Но можно совершенно однозначно считать
практически все известные нефтеносные пласты предпочтительно
гидрофильными, т. е. предпочтительно смачиваемыми водой. Ука-
занием на это служит их достаточно высокая электропроводность,
что используется при электрокаротаже.
Пористая среда, насыщенная на 80—95 % нефтью и только на
5—20 % водой, может быть токопроводящей при сплошном слое
воды на поверхности пор. Еще одним свидетельством предпочти-
тельной смачиваемости большинства известных нефтеносных
пластов водой служат керны из них, всегда прочно покрытые гли-
12
нистой коркой (при бурении на водных глинистых растворах).
К образцам пород из гидрофобных пластов глинистый раствор не
пристает, глинистая корка сама отпадает. Гидрофобные пласты,
полностью или предпочтительно смачиваемые нефтью, в практике
разработки нефтяных месторождений встречаются очень редко.
К таким пластам относятся битуминозно-глинистые отложения
баженовской свиты на Салымском месторождении в Западной
Сибири, отдельные углистые пропластки в гидрофильных песча-
ных пластах (пласт Б2 Зольненского месторождения) и др. Кар-
бонатные коллекторы гидрофобизованы в большей степени, чем
песчаные. Микронеоднородность пористой среды (изменчивость
размеров пор и смачиваемость) — основной фактор, определяю-
щий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими аген-
тами.
Неоднородность нефтеносных пластов (макронеоднородность)
Макронеоднородность пластов, в которых залегает нефть,
обнаруживается сразу же, при минимальном их изучении. Дебиты
п продуктивность даже соседних скважин резко различны.
Образцы породы, выносимые из сцважин, обладают различными
свойствами даже при визуальном изучении. Простейшие виды
каротажа показывают различие пластов в скважинах по толщине,
наличию глинистых пропластков и др. И тем не менее фактически
до 50-х годов и в нашей стране, и в США разработка нефтяных
месторождений базировалась на концепции однородности пластов.
При расчетах добычи предполагалось, что происходят равномер-
ное дренирование всего объема залежей, равномерный подъем
водонефтяных или опускание газонефтяных контактов и т. п.
К середине 50-х годов на месторождениях Урало-Поволжья
было накоплено достаточно примеров послойного обводнения
пластов контурной пластовой или закачиваемой водой, неполного
охвата пластов по толщине заводнением. Вода проходила по не-
значительной части толщины пластов (30—40 %), а остальная
часть оставалась нефтенасыщенной. Было отмечено также нерав-
номерное продвижение воды по площади, образование застойных
недренируемых участков залежей и др. [36].
Все эти неединичные, неслучайные результаты разработки
месторождений вызвали необходимость всестороннего изучения
неоднородности пластов и ее учета в прогнозах дебитов скважин,
добычи нефти и нефтеотдачи пластов.
В настоящее время общепризнано, что реальные нефтеносные
пласты характеризуются неоднородностью по крайней мере трех
основных видов — расчлененностью пластов непроницаемыми про-
пластками и линзами, изменчивостью проницаемости по разрезу
монолитных пластов и неравномерностью свойств пластов по
простиранию. Эти виды неоднородности нефтеносных пластов вы-
зывают неравномерность потоков жидкости и помехи для извле-
чения нефти, снижающие охват пластов рабочим агентом.
13
Рис. 2. Профиль нефтеносных пластов XV—XVI (по геофизическим данным)
Узеньского месторождения по линии скв. 467—421.
1 — песчаник проницаемостью 100-10—3 мкм2; 2 — непроницаемые пропластки глии; аь а2,
б>—б4, Bi — проницаемые пропластки песчаника
Расчлененность. Нефтеносные пласты, в силу изменяв-
шихся условий отложения осадков при их образовании, представ-
ляют собой не гомогенную пористую среду, а бессистемное чере-
дование проницаемых нефтенасыщенных песчаных (терригенных)
или известняковых и непроницаемых глинистых или доломитовых
слоев, линз и пропластков. Расчлененность пластов бывает столь
велика, что в пределах разреза одной скважины в пласте выде-
ляется до 10—20 пропластков. На профиле, представленном на
рис. 2, отражены лишь пропластки и слои толщиной более
0,5—1 м, поддающиеся выделению геофизическими средствами,
и не показаны линзы и пропластки меньшей толщины. Из этого
рисунка видно, насколько сложно строение нефтяных залежей
14
Рис. 3. Изменение эффективной нефтенасыщенной толщины На$ пласта АВ2-3
Самотлорского месторождения по линии скв. 3671, 2959, 7100
и как трудно обеспечить полное дренирование всего объема за-
лежи, особенно полный охват вытеснением нефти водой или иным
рабочим агентом через нагнетательные скважины в добывающие.
Чистая эффективная нефтенасыщенная толщина пласта АВ2-з
Самотлорского месторождения (рис. 3) по простиранию залежи,
от контура до контура, несколько раз снижается и возрастает на
10—12 м при средней толщине 10,5 м, что указывает на большую
неравномерность песчанистости, расчлененности и прерывистости
пласта.
Расчлененность пластов в нефтепромысловой геологии принято
выражать различными коэффициентами — песчанистости, расчле-
ненности, непрерывности и др.
Коэффициент расчлененности Кр представляет собой отноше-
ние числа проницаемых пропластков во всех скважинах п к числу
скважин N:
N
Kp=^ni/N,
1
Коэффициент песчанистости — это отношение суммы тол-
щин проницаемых пропластков h к сумме общих толщин пласта
во всех скважинах Н:
N . N
1 ' 1
Коэффициент непрерывности пластов Кн есть отношение
суммы толщин проницаемых пропластков, встречаемых во всех
скважинах (по корреляции, АгнйПр), к сумме толщин всех выде-
ленных проницаемых слоев, линз и пропластков во всех скважи-
нах h:
, N
1 1
N
А/непр
Эти довольно простые характеристики неоднородности плас-
тов,’,-рпреДеляемые обычно по геофизическим данным, показывают,
15
насколько сильно нефтенасыщенные пласты пронизаны непрони-
цаемыми включениями. Например, на Самотлорском месторожде-
нии коэффициенты расчлененности и песчанистости изменяются от
2,5 до 9 и от 0,24 до 0,76 соответственно.
В общем случае всякие непроницаемые включения в залежи
ухудшают условия ее дренирования и разработки, так как явля-
ются барьерами, препятствующими перемещению нефти к сква-
жинам в любых направлениях. Но в некоторых частных случаях
(в водонефтяных или газонефтяных зонах) непроницаемые слои
и линзы предохраняют добывающие скважины от преждевремен-
ного прорыва в них воды или газа и тем самым способствуют
улучшению условий разработки этих зон. Этот вид неоднород-
ности нефтенасыщенных пластов в настоящее время детально
изучается и может учитываться при проектировании разработки
нефтяных месторождений методом заводнения. Во Всесоюзном
нефтегазовом научно-исследовательском институте, СибНИИНП
и Гипровостокнефти созданы программы расчета на ЭВМ влияния
бессистемной расчлененности пластов на охват их дренированием,
которые используются для определения конечной нефтеотдачи
пластов при заводнении.
Однако для применения методов увеличения нефтеотдачи
пластов, и особенно при закачке небольших по объему дорого-
стоящих рабочих агентов, требуется знать доподлинно местопо-
ложение всех линз, экранов и барьеров, чтобы обеспечить эффек-
тивное воздействие на весь нефтенасыщенный объем залежей.
Изменчивость проницаемости. Проницаемость —спо-
собность пластов фильтровать через себя жидкости и газы — важ-
нейшее их свойство, определяющее эффективность извлечения
нефти. В терригенных пластах проницаемость является следст-
вием распределения пор по размеру, которое зависит от степени
компактности, уплотнения, фракционного состава и цементации
осадочного материала.
В карбонатных пластах дополнительное влияние на прони-
цаемость оказывают вторичное растворение осадочного мате-
риала, его перемещение, перекристаллизация и доломитизация.
Эти факторы в процессе образования нефтеносных коллекто-
ров изменялись во времени и в пространстве, вследствие чего
проницаемость пластов изменялась по вертикали и площади.
Масштаб изменчивости проницаемости пластов различный — от
0,1—0,5 м до 5—500 м и более. Изменчивость проницаемости ма-
лого масштаба наблюдается при полном выносе и детальном ана-
лизе керна из пластов. Проницаемость образцов керна, удален-
ных в пласте друг от друга по вертикали всего на 20—30 см,
может изменяться в 5—10 раз и более. По площади залежей про-
следить за изменением проницаемости можно по керну из разных
скважин, удаленных на сотни метров друг от друга, по их про-
дуктивности или геофизическим исследованиям.
В 50-х годах для количественного выражения неоднородности
пластов по проницаемости стали .исподъ^взуь-рдз.лцннц^^^йт^и-
16	'	!
стические законы распределения (нормальный, логарифмически -
нормальный и др.). На их основе были созданы различные при-
ближенные методики прогноза показателей разработки нефтяных
залежей при заводнении. Всем этим методикам присуще одно
и то же главное допущение — каждому значению проницаемости
соответствует якобы независимый однородный слой пласта, не
связанный по вертикали с другими и простирающийся по всей пло-
щади залежи или части ее. Это допущение о строго послойной
фильтрации в значительной степени условно, так как безоснова-
тельно исключает возможность вторжения жидкости из слоя
с одной проницаемостью в слой с другой и в горизонтальной
плоскости, и по вертикали. Такое ограничение свободы движения
жидкости в неоднородном по проницаемости пласте приводит
к искажению расчетных значений средней проницаемости, продук-
тивности, отбора жидкости, конечной нефтеотдачи и др.
Перемещение жидкости из слоя в слой в какой-то мере ухуд-
шается так называемой анизотропией пластов, выражающейся
в том, что даже в чистых песчаниках средняя проницаемость по
вертикали может быть в 2—10 раз ниже, чем в горизонтальном
направлении. Это связано с уплотнением пород и наличием не-
фиксируемых тончайших глинистых прослоев. Но анизотропия не
может полностью воспрепятствовать межслойному перетоку и из-
бирательному движению жидкости. Тем не менее жидкость выну-
ждена двигаться через слои с различной проницаемостью в гори-
зонтальной плоскости. Поэтому среднее значение проницаемости
вдоль любой линии тока жидкости, колеблющейся по горизонтали
и вертикали, является среднегармоническим составляющих раз-
ностей, располагающихся по линии тока. Вместе с тем ясно, что
в бессистемно неоднородном по проницаемости пласте нет усло-
вий для неограниченного «блуждания» жидкости от подошвы
к кровле пласта и между скважинами. Свобода движения жид-
кости в неоднородных пластах ограничена какими-то пределами,
зависящими не только от степени неоднородности, но и от самого
характера неоднородности пластов, условий эксплуатации сква-
жин и др. В каждом конкретном случае для построения расчет-
ных моделей на основе анализа специфики строения, строго го-
воря, требуется определять, какой вид осреднения проницаемости
слоев и разностей реализуется в большей мере — среднеариф-
метический, среднегармонический или среднегеометрический.
Однако при современном моделировании процесса извлечения
нефти из пластов адаптацией моделей по фактическим данным
предшествующей разработки месторождений необходимости
в определении этих значений проницаемости не возникает.
Условия насыщения нефтью
Вязкость нефти в плас^щ
ство, определяющее ее подвиж (< с
>ых условиях — основное свой-
ген&гой -среде.

а
2 Зак’аз № 28J
мещение нефти по пласту к добывающим скважинам, прямо про-
порциональны, а скорость фильтрации и расход (дебит) жид-
кости обратно пропорциональны вязкости нефти при прочих
одинаковых условиях.
В природе существуют залежи (скопления) жидких углеводо-
родов с вязкостью от 0,4—0,5 до 15 000—20 000 мПа - с. В этом
непрерывном ряде выделяются маловязкие (0,4—10 мПа • с),
средневязкие (10—50 мПа • с), высоковязкие (50—1500 мПа • с),
тяжелые (более 1500 мПа • с) нефти и битумы (более
(20—25)103 мПа • с).
Запасы нефти с вязкостью более 50 мПа • с принято относить
к трудноизвлекаемым. Вязкость нефти в разрезе одного место-
рождения может существенно (в десятки и сотни раз) разли-
чаться для разных залежей и пластов. В пределах одной нефтя-
ной залежи вязкость нефти также изменяется — увеличивается от
верхней части к подошве и от участка к участку обычно не более
чем в 1,5—2 раза.
Так как вязкость пластовой нефти — важнейшая для обосно-
вания методов разработки характеристика, требуется тщательное
ее определение по всему объему залежей.
Начальная насыщенность пластов. Пористая среда
продуктивных нефтеносных пластов изначально насыщена нефтью
совместно с остаточной связанной водой. Степень насыщенности
нефтью продуктивных нефтеносных пластов изменяется в очень
широком диапазоне. Высокопроницаемые нефтеносные терриген-
ные пласты пористостью 24—27 % насыщены нефтью на 90—92 %
и только на 8—10 % насыщены связанной водой. Соотношение
насыщенностей нефтью и водой в исключительно хороших плас-
тах достигает 10—11. К таким пластам относились пласт Д1 Бав-
линского, пласт В2 Зольненского месторождений. Практически на
всех месторождениях Западной Сибири и Западного Казахстана
полимиктовые коллекторы насыщены нефтью лишь на 60—65 %,
а на 35—40 % —связанной водой. Соотношение насыщенностей
их нефтью и водой составляет лишь 1,5—2. Известны месторожде-
ния с начальной нефтенасыщенностью пластов лишь 50—55 %
(Холмогорское, Зимняя Ставка и др.), при которой вместе с неф-
тью в скважины поступает вода. Остальные известные нефтяные
месторождения, в том числе и с карбонатными пластами, харак-
теризуются промежуточными насыщенностями коллекторов
нефтью и водой. Такое широкое различие насыщенностей пластов
нефтью и связанной водой обусловлено разной их удельной по-
верхностью и распределением размера пор. Крупнозернистые
высокопроницаемые кварцевые песчаники имеют удельную по-
верхность до 500—600 см2/см3 и узкий диапазон крупных пор,
а слабопроницаемые и полимиктовые коллекторы соответственно
до 30 000—60 000 см2/см3 и большую долю пор мелкого размера.
Распределение нефти и воды в порах определяется
характером смачиваемости поверхности пор. В гидрофильных
коллекторах вода пленкой покрывает збрй^
18	!
t
ч	ч
лее мелкие поры и сужения пор, а нефть — все остальные, более
крупные поры и центральные части пор. Насыщенность и водой,
и нефтью непрерывна. При длительном залегании нефти в порис-
той среде часть поверхности крупных пор оказалась в контакте
с нефтью и гидрофобизовалась. Поэтому в большинстве слу-
чаев реальные нефтеносные коллекторы обладают смешанной
смачиваемостью — преимущественно водой и частично нефтью.
В редких случаях -нефтеносные коллекторы характеризуются пол-
ной или преимущественно гидрофобной поверхностью пор, лучше
смачиваемых нефтью. В этих случаях вода занимает наиболее
крупные поры и насыщенность водой прерывиста.
На всех месторождениях нефть в пласте содержит растворен-
ный углеводородный газ. Чаще нефть бывает недонасыщена газом
и пластовое давление выше давления насыщения. Но на многих
месторождениях в некоторых пластах нефть до предела насыщена
газом, а избыточный газ образует в верхней части залежи газо-
вую шапку разных размеров. Иногда газовая шапка по объему
превышает нефтяную залежь. Подвижные нефть, газ и вода в за-
лежах распределены строго в соответствии с силами гравитации,
но в верхней газовой шапке всегда имеются неподвижные вода
и нефть, в средней нефтяной зоне — остаточная неподвижная
вода, а в нижней водоносной области — остаточная неподвижная
нефть.
II. Извлечение нефти из пластов.
Остаточнай нефтенасыщенность
Нефтяные залежи в природном начальном состоянии нахо-
дятся под действием множества уравновешенных больших и малых,
внешних и внутренних сил.
Нефть обычно, занимая верхние части структурных сводов,
складок в пористых пластах, подвержена гидростатическому дав-
лению, напору контурных вод. Пласты испытывают горное давле-
ние — вес вышележащих горных пород. Над нефтью может зале-
гать газовая шапка, оказывающая давление на залежь.., Внутри
действуют силы упругости нефти, газа, воды, породы пласта.
Агенты, насыщающие пласты, обладают разной плотностью и рас-
пределены в залежах в соответствии с проявлением гравитацион-
ных сил. Несмешивающиеся жидкости, нефть и вода, находясь
в контакте в мелких порах и капиллярах, подвержены действию
поверхностно-молекулярных сил, а на контакте с твердой по-
верхностью пор — натяжению смачивания. При нарушении природ-
ного равновесия этих сил в результате вскрытия пласта и сни-
жения давления начинается сложнейшее их проявление — преоб-
ладание одних и подавление других и, как следствие, движение
жидкостей и изменение насыщенности пористой среды.
2*
19
Проявление естественных сил при движении жидкостей.
Упругость пластовых жидкостей
Отбор жидкости из пласта вызывает снижение пластового
давления, распространяющееся по пласту на неограниченное рас-
стояние, если в пласте нет непроницаемых границ (экранов). При
снижении пластового давления происходит одновременно .сжатие
пористой среды и расширение жидкостей. Суммарный отбор
жидкости из пласта за счет этих сил определяется упругостью
пласта и жидкостей (сжимаемостью пласта и жидкостей), их
объемом и снижением давления:
<2ж == (рнач Ртек) пР*>
где рНач, Ртек — начальное и текущее пластовые давления соответ-
ственно; Уц—объем пласта, в котором снижено давление; |3 * —
упругоемкость пласта, равная
р* = трж + рср.
Здесь т — коэффициент пористости пласта, %; Рж, Рср — сжи-
маемость жидкости и пористой среды соответственно.
В замкнутых ограниченных пластах и запечатанных залежах
(в карбонатных коллекторах) с обычными свойствами пластов и
нефтей снижение пластового давления на 10 МПа позволяет из-
влечь из пласта за счет упругих сил не более 1,5—2,5% содержа-
щихся в нем жидкостей независимо от размещения скважин.
Напор контурных вод. Если небольшие по размеру неф-
тяные залежи имеют активную связь с законтурной водоносной
областью, то залежь можно разрабатывать при упруговодонапор-
ном режиме вытеснением нефти контурной или подошвенной во-
дой без существенного снижения пластового давления. При этом
режиме степень извлечения нефти из пластов может изменяться
в широком диапазоне — до 0,2—0,3 до 0,6—0,7 балансовых запа-
сов в зависимости от вязкости нефти, размещения скважин и дру-
гих факторов.
Расширение выделяющегося из раствора газа.
При низкой продуктивности пластов, ухудшенной связи залежей
с водоносной областью и больших размерах залежей (по площади)
пластовое давление в конечном счете снижается до давления на-
сыщения и ниже, из нефти начинает выделяться газ, который рас-
ширяется обратно пропорционально давлению и вытесняет допол-
нительно нефть. За счет энергии расширения выделяющегося из
раствора газа (режима растворенного газа) степень извлечения
нефти из недр может составлять от 5—8 до 20—25 % в зависи-
мости от газового фактора и вязкости нефти, которые обычно
взаимосвязаны. Высоковязкие нефти (более 25—30 мПа-с) имеют
низкую газонасыщенность (менее 20—25 м3/т) и минимальную
нефтеотдачу пластов при режиме растворенного газа (до 5—6%).
Маловязкие нефти (менее 1—2 мПа «с) имеют газовый фактор до
150—200 м3/т, и степень извлечения их за счет энергии расшире-
20
ния газа в случае хороших пластов может превышать 20—25%
балансовых запасов, даже при редких сетках скважин.
При извлечении нефти из пласта за счет режима растворен-
ного газа, ввиду роста газонасыщенности, газовый фактор (от-
бор газа) вначале растет до некоторой максимальной величины,
обычно в 5—7 раз превышающей растворенный объем, а затем
снижается вследствие истощения его ресурсов. Пластовое. давле-
ние непрерывно уменьшается до минимальной величины. Столь
низкая эффективность режима растворенного газа по извлечению
нефти обусловлена малой вязкостью газа, которая в 10—100 раз
меньше вязкости нефти, гравитационным разделением их и малым
охватом вытеснения в горизонтальных пластах.
Расширение газовой шапки. В нефтяных залежах с га-
зовой шапкой вытеснение нефти в скважины при снижении пла-
стового давления происходит за счет энергии расширения газовой
шапки. Разработка залежей сопровождается перемещением газо-
нефтяного контакта, прорывом газа в скважины и ростом газового
фактора до предельных значений. Эффективность извлечения
нефти из пластов при режиме расширения газовой шапки может
изменяться в очень широких пределах в зависимости от многих
факторов — проницаемости и неоднородности пласта, толщины
нефтяного слоя, наклона пласта, вязкости нефти, перепадов дав-
ления и др.
В слабопроницаемых малонаклонных пластах при больших
депрессиях и вязкости нефти больше 2—3 мПа • с конечная нефте-
отдача пласта не превышает 20—25 % в основном вследствие
быстрого прорыва газа и малого охвата пластов процессом вы-
теснения. Тогда как в высокопроницаемых пластах при большом
наклоне и малых отборах жидкости, т. е. при условиях, благо-
приятных для гравитационного разделения нефти и газа и для
равномерного охвата вытеснением, конечная нефтеотдача пластов
при режиме расширения газовой шапки может достигать очень
высоких значений (50—60 % от балансовых запасов).
Гравитационные силы. При всех процессах фильтрации
в пластах нефти, газа и воды, т. е. разнородных агентов, неизменно
действуют гравитационные силы, определяемые произведением
разности плотностей и ускорения свободного падения (Apg), ко-
торые стремятся разделить их по плотностям. Гравитационные
силы редко бывают основной движущей силой при разработке
нефтяных залежей. Они могут обеспечивать существенный приток
нефти только в случае большой толщины нефтяного слоя, боль-
шого наклона высокопроницаемого пласта и свободной поверхности
нефти. Однако сопутствуя процессу извлечения нефти при других
режимах, гравитационные силы могут играть очень большую
роль. Как отмечалось, при режиме газовой шапки и вытеснении
нефти подошвенной водой гравитационные силы препятствуют
прорыву в скважины более подвижных вытесняющих агентов
(газа и воды) и способствуют повышению охвата пластов процес-
сом вытеснения. На долю гравитационных сил может приходиться
21
не менее 10—25% общей нефтеотдачи пластов. Однако гравита-
ционные силы могут играть и отрицательную роль, например в слу-
чае режима растворенного газа, нагнетания газа или воды в мо-
нолитные газонефтяные и нефтяные пласты достаточно большой
толщины. Даже при нагнетании в пласты по всей толщине газ
будет стремиться вверх, а вода — вниз, уменьшая охват вытесне-
нием. Для обеспечения наиболее эффективного охвата монолитных
малонаклонных пластов при непрерывном нагнетании в них газа
или воды необходимо, чтобы соотношение гидродинамических и
гравитационных сил было более 25—30 [23]:
Дргр	k || g ДрЛ
где Арг— гидродинамический перепад давления по длине пласта;
Аргр — гравитационный перепад по высоте пласта; v — скорость
нагнетания газа или воды; цг, цв — вязкость газа и воды соответст-
венно; L и А — длина и толщина пласта соответственно; k\\, k±—
проницаемость пласта по горизонтали и вертикали соответственно;
g— ускорение свободного падения; Ар — разность плотностей воды
и газа, воды и нефти, нефти и газа.
Если это соотношение будет малым (менее 10), то гравита-
ционные силы могут снизить конечную нефтеотдачу пластов на
10—25 %•
Капиллярные силы. При наличии в пористой среде не-
смешивающихся жидкостей (нефти и воды) процесс их движения
непрерывно контролируется капиллярным давлением (разность
давлений в несмачивающей (нефти) и в смачивающей (воде)
фазах, разделенных в поре мениском), которое зависит от меж-
фазного натяжения на границах раздела нефти и воды, смачи-
ваемости коллектора и размеров пор [8, 14]:
рк = 2о cos 0/г,
где рк — капиллярное давление в поровом канале; о — поверхност-
ное натяжение между нефтью и водой, стремящееся уменьшить
поверхность их контакта; 0 — контактный угол смачивания поверх-
ности пор смачивающей жидкостью (водой); г — средний радиус
порового канала.
Для вытеснения капли нефти из канала переменного сечения,
заполненного водой, необходимо преодолеть капиллярное давле-
ние
Л-^^'Тг).
где Г], г2 — большой и малый радиусы порового канала соответ-
ственно.
Капиллярные силы—основная причина, удерживающая нефть
в неоднородной пористой среде — обусловливают остаточную
нефтенасыщенность при вытеснении нефти водой, а при повышен-
22
Рис. 4. Схема вытеснения рассеянной остаточной нефти из заводненной части
пласта водой (а) и раствором ПАВ (6).
1 — нефть; 2 —вода (раствор ПАВ); 3 —порода
ной водонасыщенности призабойных зон препятствуют притоку
нефти из пласта в скважину через водную блокаду. Отрицатель-
ное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти водой возрас-
тает с увеличением микронеоднородности пористой среды. При
устранении действия капиллярных сил в результате снижения
межфазного натяжения с 25—35 до 0,01—0,001 мН/м достигается
почти полное вытеснение нефти (на 95—98 %). В этом случае
смачиваемость пласта не оказывает существенного влияния на
эффективность вытеснения нефти. В преимущественно гидрофиль-
ных пластах капиллярные силы могут удерживать до 20—35 % ос-
таточной нефти в однородном пласте, которая оказывается в круп-
ных порах, блокированных водой (рис. 4).
При вытеснении нефти водой (рис. 4, а) межфазное натяже-
ние о — 25—30 мН/м, разность капиллярных давлений больше
гидродинамического градиента давления, т. е. рК2 — Рю =
= 2о cos 0	----Капля нефти при этом неподвижна.
В случае вытеснения нефти раствором ПАВ (рис. 4,6) межфазное
натяжение <т<0,001 мН/м, разность капиллярных давлений стре-
мится к нулю и меньше гидродинамического перепада давления
Ар//. Капля нефти свободно деформируется и движется через
сужения пор.
Вместе с тем капиллярные силы в гидрофильных микронеод-
нородных пористых средах, достигающие в мелких порах 0,03—
0,05 МПа, совпадают по направлению с гидродинамическим пере-
падом давления, уменьшают неравномерность фронта внедрения
воды в крупные и мелкие поры и могут при определенных усло-
виях вызывать противоточную пропитку водой малопроницаемых
нефтенасыщенных слоев и матриц и вытеснение из них нефти при
опережающем движении воды по высокопроницаемым слоям и
трещинам. И наоборот, в гидрофобных пластах капиллярные
силы — основная причина неэффективного вытеснения нефти водой,
так как они препятствуют внедрению воды в сЛабопроницаемые
слои и мелкие поры, в которых остается до 70—80% невытеснен-
ной нефти.
23
Эффективность извлечения нефти из пластов при использова-
нии естественной пластовой энергии всех видов определяется
следующими основными факторами:
ресурсами (запасом) и видом пластовой энергии;
неоднородностью коллекторов по проницаемости и порис-
тости;
вязкостью нефти;
капиллярными и гравитационными силами.
Механизм вытеснения нефти водой. Процесс вытес-
нения нефти водой из микронеоднородных гидрофильных по-
ристых сред в разных зонах протекает по-разному и под действием
различных сил. В чисто нефтяной зоне пористой среды перед
фронтом внедрения воды движение нефти в поровых каналах
непрерывной фазой определяется гидродинамическими силами.
Скорость движения нефти в каналах пропорциональна средним
(среднегармоническим) размерам (сечениям) совокупности пор,
соединенных в единый канал линий тока. По крупным поровым
каналам нефть движется быстрее, чем по мелким.
На фронте внедрения воды в пористую среду, в мас-
штабе отдельных пор, движение воды и нефти полностью опреде-
ляется капиллярными силами, так как они превосходят гидроди-
намические силы на малых отрезках пути. Вода, находясь в ка-
ких-либо порах, соединенных с нефтенасыщенными разными по
размеру порами, под действием капиллярных сил устремляется
с опережением преимущественно в мелкие поры, вытесняет из них
нефть в смежные крупные поры до тех пор, пока разобщенные
крупные поры не окажутся со всех сторон блокированными водой.
Если в пористой среде крупные поры преобладают или составляют
большую долю и из них возможно построение непрерывных ка-
налов, то вода по ним будет двигаться с опережением. Тем не
менее отставшая нефть из мелких пор под действием капиллярных
сил также переместится в крупные поры и останется в них в гло-
булах, так как система -может быть устойчивой только при ми-
нимальной свободной поверхностной энергии. Таким образом, мел-
кие поры оказываются заводненными, а крупные остаются нефте-
насыщенными (рис. 5).
В масштабе большой зоны пористой среды, между
передним фронтом внедряющейся воды и задним фронтом подвиж-
ной нефти, водонасыщенность пласта возрастает от некоторой
фронтальной водонасыщенности до предельной водонасыщенности
при неподвижной нефти.
В этой зоне идет совместная фильтрация воды и нефти. Вода
движется по непрерывным заводненным каналам, обтекая уже
блокированную нефть в крупных порах, а нефть движется в не-
заводненной части среды. Соотношение скоростей движения воды
и нефти определяется распределением пор, водонасыщенностью и
объемом нефти, блокированной в крупных порах заводненной
части среды, распределением пор, объемом нефти и связанной воды
в нефтенасыщенной части среды. В интегральном виде эти условия
24
б
в
Рис. 5. Схема формирования остаточной нефтенасыщенности в гидрофильном
пласте.
с — до вытеснения нефти водой; б — в процессе вытеснения; в — после вытеснения; 1 — по-
рода; 2 — нефть; 3 — вода
фильтрации воды и нефти выражаются известными кривыми фа-
зовых относительных прбницаемостей. За задним фронтом подвиж-
ной нефти нефтенасыщенность обусловлена наличием нефти в раз-
розненных, крупных, блокированных водой порах, которая в пол-
ном смысле является остаточной. Непрерывных нефтенасыщенных
каналов, вплоть до добывающих скважин, в этой зоне нет. Вода
в зоне с остаточной нефтенасыщенностью движется, как в порис-
той среде, в которой нефть выступает в качестве дополнительной
твердой части породы.
Распределение остаточной нефти в пласте
Для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов
принципиально важно знать насыщенность пластов, как распреде-
лена в них остаточная нефть и в каком состоянии она находится
в порах. Неполное вытеснение нефти водой из пластов обуслов-
ливается микро- и макронеоднородностью пластов, смачивае-
мостью пористой среды, межфазным натяжением, вязкостью
нефти и условиями извлечения.
Как отмечалось, в микронеоднородной пористой среде нефть
вытесняется водой с опережением из наиболее крупных пористых
частей пласта, а с отставанием и остается невытесненной — из
мелкопористых частей пласта. В гидрофильной пористой среде
за фронтом вытеснения под действием капиллярных сил нефть
вытесняется водой из мелких пор в крупные. Для энергетического
равновесия и обеспечения минимума свободнрй энергии происхо-
25
Рис. 6. Схема распределения остаточной нефти в заводненных пластах.
1 — нефть в линзах н пропластках, не охваченных дренированием, 30—40 % и более; 2, 3 —
нефть в монолитном пласте, что обусловлено его неоднородностью н вязкостной неустойчи-
востью вытеснения водой, 10—30%; 4 — нефть, рассеянная в заводненной части пласта,
20-40 %
дит противоточная капиллярная пропитка в микромасштабе —
вода занимает мелкие поры (сужения), а нефть переходит в круп-
ные поры и блокируется водой, оставаясь в них в виде глобул
(рис. 5, в). В таком состоянии будут наименьшими поверхность кон-
такта нефти с водой и свободная поверхностная энергия. Если по-
ристая среда обладает частичной гидрофобностью, что характерно
практически для всех нефтеносных пластов, то остаточная нефть
может оставаться в порах в виде пленки. У гидрофобной поверх-
ности крупных пор пленка нефти затем сливается с глобулой
нефти, пришедшей из мелких пор. Глобулы нефти, блокирован-
ные водой в крупных порах (капиллярными силами), — основная
причина снижения общей проницаемости для нефти и воды в за-
водненных пластах. Но нефть в глобулах не теряет способности
двигаться при устранении капиллярных сил (рис. 6).
В гидрофобных коллекторах, которые на практике
встречаются редко, первоначальная связанная вода распределена
прерывисто и занимает наиболее крупные поры. Вторгшаяся
в пласт при заводнении вода смешивается со связанной водой,
оставаясь в наиболее крупных порах. Остаточная же нефть ос-
тается в порах меньшего размера и также не теряет способности
двигаться при устранении капиллярных сил. На этом основопо-
лагающем факте построена вся теория методов увеличения нефте-
отдачи пластов. Имеющиеся представления об остаточной нефти
в виде псевдотвердых слоев на поверхности пор не подтверждаются
опытами смешивающегося вытеснения.
Коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды,
как было показано, зависит от ее проницаемости, распределения
размеров пор, а также от вязкости нефти и характера смачивае-
26
Рис, 7. Зависимость коэффициента
вытеснения (/, 2) и остаточной во-
донасыщенности (/', 2') от прони-
цаемости терригенных (1, Г) и
.карбонатных (2, 2') пластов
мости. В гидрофильных высокопро-
ницаемых пористых средах при ма-
лой вязкости нефти коэффициент
вытеснения может достигать 0,8—0,9
(рис. 7). В слабопроницаемых ча-
стично гидрофобных средах при по-
вышенной вязкости нефти он со-
ставляет 0,5—0,65, а в гидрофобных
пластах — не более 0,25—0,4. Вме-
сте с . тем при смешивающемся вы-
теснении нефти газом высокого дав-
ления, углекислым газом и мицел-
лярным раствором коэффициент вы-
теснения достигает 0,95—0,98. Отбор
нефти из пластов скважинами и
макронеоднородность пластов, вы-
ражающаяся в изменении их свойств
(проницаемости) по толщине и про-
стиранию, являются причинами не-
полного охвата пластов дренирова-
нием и заводнением. В завод-
ненном пласте остаются нефтенасыщенными слои, линзы
и участки, которые контактируют непосредственно с обводненными
слоями и зонами или отделены от них непроницаемыми линзами
и слоями [29, 33].
Процесс неполного охвата пластов заводнением и вы-
теснением (дренированием) усугубляется неблагоприятным соот-
ношением вязкостей нефти и воды. С повышением вязкости нефти
и уменьшением вязкости воды охват пластов заводнением и
дренированием резко уменьшается и служит основной причиной
неудовлетворительной конечной нефтеотдачи пластов. В сильно
расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность очень за-
висит также от размещения скважин и условий вскрытия пластов
в них, воздействия на обособленные линзы, пропластки. Таким об-
разом, целью для физико-химических методов увеличения нефте-
отдачи пластов после их заводнения является извлечение нефти,
оставшейся в заводненных зонах пластов с насыщенностью до
20—30%, рассредоточенной по пористой среде, блокированной
в отдельных порах водой, а также нефти, оставшейся в неохва-
ченных зонах в слабопроницаемых включениях, слоях, лийзах,
пропластках и застойных зонах с высокой непрерывной нефтена-
сыщенностью, объем которой может достигать до 20—80% от
начальных запасов (см. рис. 6).
При этом подвижная нефть остается и в заводненных зонах
пласта, и в неохваченных процессом заводнения слоях и про-
пластках во всех точках залежей, так как предельная минималь-
ная нефтенасыщенность (10—20 %) не достигается даже в зонах,
прилегающих к нагнетательным скважинам. А в зонах стягивания
нефти у добывающих скважин, завершающих разработку, остаточ-
27
ная нефтенасыщенность значительно выше критической, так как
в неоднородных пластах при повышенной вязкости нефти эконо-
мически рентабельная предельная обводненность продукции сква-
жин (95—98%) наступает при средней нефтенасыщенности плас-
тов в призабойных зонах до 45—50 % и более. Эту особенность
распределения остаточной нефтенасыщенности пластов — увеличе-
ние ее от линии нагнетания до линии стягивания от 15—25 до
45—50% и более — следует учитывать при выборе опытных участ-
ков по испытанию методов, схемы размещения скважин и расче-
тах эффективности.
Если пласт разрабатывается при режиме растворенного газа,
то остаточная нефтенасыщенность в отличие от заводнения прак-
тически не зависит от проницаемости, а определяется газовым
фактором, вязкостью нефти и снижением пластового давления.
Вытеснение нефти газом, выходящим из раствора в свободное
состояние при снижении пластового давления, происходит равно-
мерно из всего объема пласта до критической газонасыщенности
(12—18%), когда газ остается еще неподвижным. Затем начи-
нается движение свободного газа по пласту, предпочтительно по
высокопроницаемым слоям (трещинам). Нефтенасыщенность
становится неравномерной: в слабопроницаемых слоях и зонах
выше, а в высокопроницаемых — ниже. При длительном процессе
разработки это распределение нефтегазонасыщенности в неодно-
родном пласте за счет гравитационных сил может измениться.
Газ будет стремиться занять верхние части пласта, а нефть —
нижние. Остаточная нефтенасыщенность верхних и газонасыщен-
ность нижних частей пласта будут определяться величиной, при
которой наступает нулевая фазовая проницаемость для нефти
и газа при трехфазном потоке и наличии анизотропии. При вытес-
нении нефти расширяющейся газовой шапкой остаточная нефте-
насыщенность загазованной части пласта выше заводненной (до
40—50 %), если проявление гравитационных сил слабое (в мало-
проницаемых пластах).
Для успешного применения новых методов уве-
личения нефтеотдачи пластов необходимо детальное изучение про-
явления всех естественных сил в процессе разработки и особенно-
стей состояния и распределения остаточной нефтенасыщенности,
чтобы воздействовать на нее активными дорогими агентами.
Например, при нефтеотдаче пласта 50 % от балансовых запа-
сов, достигнутой за счет естественного или искусственного завод-
нения, оставшиеся запасы нефти распределены в первоначальном
объеме залежи крайне неравномерно —от 10—15% в высокопро-
ницаемых однородных зонах вблизи нагнетательных скважин
до 65—70 % в слабопроницаемых неоднородных зонах у стягиваю-
щего, центрального ряда добывающих скважин. В свою очередь,
средняя величина 10—15 % от остаточных запасов нефти в высо-
копроницаемых зонах может быть обусловлена распределением
по линии вытеснения ее водой от 5—7 % у нагнетательных до
20—30 % у добывающих скважин, а 65—70 % в слабопроницае-
28
мых и неоднородных зонах — от 40—50 до 80—90 % соответст-
венно. Аналогичный диапазон распределения нефтенасыщенности
в заводненной части пласта может наблюдаться вследствие его не-
однородности в плане, по простиранию, перпендикулярно к линии
вытеснения.
Другое важнейшее условие успешного применения новых ме-
тодов увеличения нефтеотдачи пластов — знание свойств остаточ-
ной нефти, которые могут отличаться от свойств добываемой
нефти по разным причинам: вследствие расслоения нефти на
легкие и тяжелые компоненты, остающиеся в пласте, вторичного
изменения свойств нефти под действием внесенных в пласт с во-
дой кислорода, микроорганизмов и пр.
Все эти особенности нефтенасыщенности пластов должны
с особой тщательностью изучаться для обоснования технологии
процесса.
Критическая и предельная водонасыщенность коллекторов
Коэффициент вытеснения нефти водой. При раз-
работке нефтяных месторождений методом заводнения происходит
увеличение водонасыщенности SB продуктивных пород-коллекто-
ров от начальной (остаточной) до предельной (конечной). Пре-
дельная водонасыщенность коллектора SBn, охваченного процес-
сом вытеснения нефти водой, наступает в момент, когда в добы-
ваемой из коллектора жидкости отсутствует нефть. Критическая
водонасыщенность SBK коллектора равна минимальной SB, кото-
рая выше начальной, но при которой из пласта извлекается
безводная нефть.
Определение предельной и критической водонасыщенности не
только необходимо для установления объемов извлекаемых запа-
сов нефти за весь срок и безводный период разработки залежи,
но и важно для успешного применения методов увеличения нефте-
отдачи пластов.
Предельная и критическая водонасыщенность полностью опре-
деляются остаточной водонасыщенностью SOB, а также конечным
рк и за безводный период Рб коэффициентами вытеснения нефти.
В. Г. Михневич и А. В. Берлин совместно с автором обработали
результаты лабораторного изучения этих параметров для неко-
торых залежей нефти Пермской области, полученные на состав-
ленных из 10—15 кернов 73 моделях терригенных и 39 моделях
карбонатных (табл. 2) коллекторов порового типа.
Величины SBk и 5вп рассчитывались по формулам:
<$вк = SOB + (1 — Sob) Рб, SBn = SOB 4“ (1 — SOB) рк.
Известно, что остаточная водонасыщенность имеет тесную
статистическую связь с проницаемостью k пород, а коэффициент
вытеснения — с проницаемостью и вязкостью рн вытесняемой
нефти. Методом многофакторного анализа была изучена связь
29
Таблица 2
Изменение критической и предельной водонасыщенности моделей пластов
Диапазон изменения	Коллектор	
	терригенный	карбонатный
Средней проницаемости по газу, мкм2 Динамической вязкости нефти, мПа-с Остаточной водонасыщенности, % Коэффициента вытеснения за безводный период, % Коэффициента вытеснения, за весь период, % Критической водонасыщенности, % Предельной водонасыщенности, %	0,03—2,19 1,1—60,3 5—25 14—55 40-75 21—67 52—77	0,04—1,2 .1,9—88 6—30 7—43 38—68 25—58 47—74
параметров SBn и SBK с проницаемостью и вязкостью нефти. В ре-
зультате получены следующие зависимости.
Для терригенных коллекторов:
5ВК = 0,037 lg k — 0,0971g р,н + 0,293;
5ВП = 0,0381g k — 0,081 lg цн — 0,112.
Для карбонатных коллекторов:
lg SBK = -0,0031g ци - 0,264;
Ig SBn = +0,079 lg pH - 0,133.
Коэффициенты детерминации для уравнений соответственно
равны 0,79; 0,55; 0,94 и 0,8, что свидетельствует о достаточно тес-
ной статистической связи параметров, входящих в уравнения.
Можно отметить существенные различия зависимостей пре-
дельной и критической водонасыщенности от проницаемости и
вязкости нефти для терригенных и карбонатных коллекторов.
Объясняется это особенностями структуры порового пространства
и смачиваемости поверхности данных коллекторов. В карбонат-
ных коллекторах рост коэффициента вытеснения с увеличением
проницаемости объясняется снижением на такую же величину
остаточной водонасыщенности. Поэтому предельная водонасыщен-
ность Хвп с изменением проницаемости k остается постоянной и
зависит только от вязкости вытесняемой нефти. В терригенных
коллекторах кривая зависимости коэффициента вытеснения . от
проницаемости имеет тот же вид, что и в карбонатных (см. рис. 7),
однако остаточная водонасыщенность в них снижается с ростом
проницаемости менее интенсивно. Поэтому для терригенных кол-
лекторов предельная водонасыщенность 5ВП зависит как от вяз-
кости вытесняемой нефти, так и от проницаемости породы.
Различие зависимостей остаточной водонасыщенности от про-
ницаемости SOB=f(k) для коллекторов рассматриваемых типов
30
объясняется, по-видимому, тем, что в терригенном коллекторе
в формировании остаточной водонасыщенности за счет повышен-
ной гидрофильности большую роль играет удельная поверхность
пористой среды. Поэтому изменение в широком диапазоне про-
ницаемости терригенных пород не влечет за собой существенного
изменения предельной и остаточной водонасыщенности. Так,
с увеличением проницаемости в 10 раз (от 0,1 до 1 мкм2) при
вязкости нефти 5 мПа-с критическая и предельная водонасыщен-
ность коллектора изменяются соответственно от 0,19 до 0,23 и от
0,62 до 0,68. В полимиктовых коллекторах коэффициент вытес-
нения меньше, чем в песчаных.
Полученные зависимости в сочетании с геофизическими дан-
ными по определению водонасыщенности продуктивного пласта
(например, по удельному сопротивлению) можно использовать
для приближенного определения коэффициента вытеснения,
а также начальных и остаточных запасов нефти в заводненных
зонах пласта.
Как видно, предельная и критическая водонасыщенность по-
ристой среды при извлечении нефти с помощью искусственного
заводнения определяются типом коллектора, его проницаемостью
(для коллекторов терригенного типа) и вязкостью вытесняемой
нефти.
С ростом проницаемости предельная водонасыщенность тер-
ригенного коллектора при фиксированной вязкости нефти увели-
чивается, а для карбонатного коллектора остается постоянной.
С увеличением вязкости нефти предельная и критическая водона-
сыщенность коллекторов снижаются.
Определение нефтенасыщенности пластов
до применения методов увеличения нефтеотдачи
Нефтенасыщенность пластов, состояние остаточных запасов
нефти перед .началом применения методов увеличения нефтеот-
дачи,— самая важная характеристика, точное знание которой необ-
ходимо для обоснования оптимальной технологии и правильной
оценки эффективности применяемых методов.
Для определения этой характеристики существует несколько
способов, основанных на промысловых и геофизических исследо-
ваниях, на использовании фактических и расчетных данных.
Можно дать некоторые рекомендации и замечания для использо-
вания этих способов определения остаточных запасов нефти при-
менительно к методам увеличения нефтеотдачи пластов.
Балансовый способ определения остаточных запасов
нефти вычитанием из начальных балансовых запасов нефти накоп-
ленной добычи нефти с начала разработки до момента примене-
ния методов увеличения нефтеотдачи пластов может быть полезен
для оценки текущей нефтеотдачи залежи в целом, большого уча-
стка или блока залежи с обособленным (автономным) питанием.
Для малых участков и частей залежи он обычно неприменим из-
31
за того, что невозможно определить приток нефти в них извне и
отток ее из них в смежные участки. Поэтому балансовый способ
можно использовать только при крупномасштабном, промышлен-
ном применении методов увеличения нефтеотдачи пластов для
оценки их эффективности.
Способ изохро н-з аводнения позволяет определять
текущую нефтеотдачу пластов и охват их заводнением более диф-
ференцированно — между рядом нагнетательных скважин или
начальным контуром нефтеносности и любой линией на залежи,
на которой можно фиксировать появление воды и увеличение ее
в добываемой продукции (изохроной заводнения) [33]. При боль-
шом числе добывающих скважин таких линий можно зафиксиро-
вать несколько на разные даты. Определив площади и запасы
нефти между линиями, а также накопленную добычу нефти (отбор
жидкости), на каждую дату можно делать оценку текущей и
прогноз конечной нефтеотдачи (охвата заводнением) пласта
в зависимости от расширения заводненной зоны и объема про-
качанной жидкости, фактически для любой зоны между фиксиро-
ванными линиями (изохронами) заводнения на любую дату
[33]. Без большой погрешности оценку и прогноз нефтеотдачи
можно сделать для зон ограниченных по длине рядов с учетом
сложившейся кинематики потоков жидкости.
Способ изохрон-заводнения можно использовать для оценки
йсходных остаточных запасов нефти в ограниченной зоне на
малом участке применения метода увеличения нефтеотдачи
пласта, а также для прогноза возможной конечной нефте-
отдачи в этой зоне без изменения метода и технологии разра-
ботки.
Способ определения заводненного объема за-
лежи и остаточной нефтенасыщенности в нем применяется при
большом числе скважин, в которых геофизическими и гидродина-
мическими (дебитомерами) исследованиями можно выделить за-
водненную и нефтенасыщенную толщины пласта, с тем чтобы по-
строить карту заводненных толщин. По этой карте определяются
заводненный объем пласта и начальные балансовые запасы нефти
в нем. Разница между этими запасами и всей накопленной добы-
чей нефти из залежи представляет остаточные (неизвлекаемые)
запасы нефти в заводненном объеме, а отношение их к объему
пор заводненной части пласта — остаточную нефтенасыщенность
в заводненном объеме залежи.
При этом следует иметь в виду, что линейная интерполяция
заводненных толщин пласта между добывающими скважинами
дает завышенный заводненный объем залежи, так как между сква-
жинами проходят нейтральные линии тока и нефтенасыщенность
всегда выше, чем в районе действующих скважин. Этот способ
определения остаточной нефтенасыщенности необходимо исполь-
зовать в случае, когда до применения методов важно знать,
сколько рассеянной остаточной нефти в заводненном объеме и
сколько осталось нефти в неохваченном объеме пласта.
32
б
Рис. 8. Определение остаточной неф-
тенасыщенности заводненных пластов
по данным каротажа.
а — скв. 796, Абдрахмановская площадь
Ромашкинского месторождения; б— скв. 233
Бондюжского месторождения; В7,5А0,75М —
стандартный каротаж; ГК — гамма-каро-
таж; Ко н — остаточная нефтенасыщен-
ность заводненного пласта
Для определения насыщенности пласта в районе
отдельных скважин используют следующие способы:
бурение специальной скважины с полным выносом й анализом
керна;
каротаж—закачка в пласт индикатора — каротаж;
закачка в пласт реагента — расходометрия — отбор жидкости из
пласта для анализа — дебитометрия.
При выбуривании и выносе керна из пласта искажается его
насыщенность, но способ позволяет прямыми измерениями опре-
делить насыщенность в каждой точке по разрезу пласта. Сопостав-
ление результатов каротажа (гамма или нейтронного) до и
после нагнетания в пласт индикатора, повышающего активность
пластовой воды, позволяет выделять заводненные интервалы
пласта. Но степень их нефтенасыщенности определяется весьма
приближенно и искажается нагнетанием индикатора (рис. 8).
При нагнетании в пласт реагентов (спиртов), вступающих
fio взаимодействие с пластовыми жидкостями (водой и нефтью),
и отборе их для анализа можно точно определить водонасы-
щенность заводненных интервалов, но трудно определить их вели-
чину и местоположение в разрезе пласта. В этом заключается
сложность использования всех способов определения остаточной
нефтенасыщенности и неизвлеченных запасов нефти. Но в каж-
дом конкретном случае применением соответствующего ком-
плекса и сочетанием указанных способов можно уменьшить по-
грешность и достичь удовлетворительных результатов в опреде-
лении состояния остаточных запасов нефти и детерминированного
распределения исходной текущей нефтенасыщенности пластов
перед применением методов увеличения их нефтеотдачи.
Расчетный способ определения нефтенасыщенности
пластов также может быть очень полезным, если нельзя восполь-
3 Заказ № 281
33
зоваться упомянутыми способами, особенно при решении вопроса
о применении методов увеличения нефтеотдачи пластов на ран-
ней стадии разработки. Один из наиболее простых расчетных
способов определения нефтенасыщенности различных зон пластов,
рассмотренный А. А. Боксерманом совместно с автором, изложен
ниже.
При заводнении нефтеносных пластов за фронтом происходит
совместная фильтрация нефти и воды, а относительные проницае-
мости для них являются функциями насыщенности пористой
среды водой. Распределение насыщенности пористой среды водой
в направлении вытеснения нефти водой до прорыва фронта за-
воднения на линию стока (скважину или галерею) изменяется
нелинейно от максимально возможной SBn = 1 — So до минималь-
ной 5ф (см. рис. 8). Вследствие этого по линии тока жидкостей
от входного сечения пласта до фронта заводнения относитель-
ная проницаемость среды для нефти увеличивается от FH (SBn) =
= 0 до некоторого значения на фронте заводнения FH(S$), а для
воды уменьшается от максимального значения ее на входе в пласт
FB(s‘,) до минимального на фронте заводнения Гв(5ф), т. е.
FH(S*n)<FH<FH(S$) при 0<х<хф;
FB (5Ф) С < FB (SBn) при хф>х>0.	(1)
При этом не только относительные проницаемости для каж-
дой жидкости в отдельности FH(S) и FB(S), но и суммарная про-
ницаемость среды для них становится меньше относительной про-
ницаемости ее для нефти при насыщенности среды только связан-
ной водой So перед фронтом заводнения /г, (So), т. е.
F„ + FB < ki (So) при S > So.	(2)
До прорыва фронта вытеснения нефти водой между дебитом
нефти qH (жидкости qm) и перепадом давления в пласте Ар уста-
новлена следующая зависимость:
*Ф	'	Г
Л Л^нИв f	dx	. <7н|1в L — А'Ф
Р ~ kh J FB (S) + HoFH (S) kh ВоЛ, (So) ’	' ’
V
Здесь Ap — перепад давления между нагнетательной и эксплуа-
тационной галереей; qH — дебит (приходящийся на единицу ширины
пласта), равный расходу нагнетаемой воды; ро — отношение вяз-
костей воды цв и нефти цн; k и h — соответственно проницаемость
(абсолютная) и толщина слоя; хф — расстояние до фронта вытес-
нения нефти водой; I — длина пласта (расстояние между конту-
ром питания и линией стока); So — насыщенность пористой среды
связанной водой (определяется экспериментально).
Основные характеристики потока жидкостей следующие:
скорость движения фронта воды
#=^Г(5);	(4)
34
доля воды в потоке жидкости
fB(S) = FB(S)/[FB(S) + p0FH(S)];	(5)
приращение продвижения фронта
dx = -%^-f'(S)dS;	(6)
удаление фронта воды от начального положения
(7)
накопленный отбор нефти
Qh(O = J<7h^-	(8)
о
В некоторый момент ta вода подходит по пласту к линии стока
или просто фронт достигает некоторой линии (добывающего
ряда). К этому времени накопленный отбор нефти из пласта до-
стигает величины
<?и = Lhtn (Scp — So),	(9)
где Sep — средняя насыщенность пласта водой на момент прорыва.
Средняя насыщенность водой заводненного пласта опреде-
ляется по формуле
SCp = So += So +,	(10)
а насыщенность водой на фронте вытеснения — из выражения
с 1вС$ф) , о _ Ь(5Ф)	(11)
5ф- +so- Lhm QH + so.	(ii)
Последние два выражения (10) и (11) дают возможность
определять важнейшие показатели насыщенности пластов водой,
необходимые для применения методов увеличения нефтеотдачи
пластов. Величину /в(5ф) можно определять по кривым фазовых
проницаемостей.
После прохождения фронта вытеснения нефти водой через
некоторую линию (добывающий ряд) отбор жидкости и перепад
давления в этой зоне пласта связаны следующим соотношением
Др = J ________	(12)
или
<13>
3*
35
где
Sr
r(c\___ [ fe (S) f" (S)
1 r)~]	F7]S)
(14)
Здесь Sr—насыщенность пористой среды водой на зафиксиро-
ванной заданной линии, которую можно определить измерением
и расчетом.
Решение уравнения (13) имеет вид
QK
^-\pt= J /(5Г)С?Ж^Ж.	(15)
Ив	J
Здесь /(Sr) является функцией Qm, которая в соответствии
с выражением (7) имеет вид
f'(Sr) = Lhm/QK.	(16)
Примем приближенно, что
/(Sr) = -^-f(S),	(17)
где
S = (Sr4-S:n)/2.
Тогда выражение (15) с учетом соотношения (16) примет вид
<18)
Для текущего отбора жидкости после прохождения фронта
через заданную линию это выражение запишется следующим об-
разом:
Отсюда фазовую проницаемость для воды (среднюю) в зоне
между заданной линией и фронтом можно записать в виде
FB(S)
f (s).
kh Ьр Чж/Вк '•
(20)
Следовательно, по обычным промысловым данным, получен-
ным из специальной оценочной скважины в заводненной зоне,
можно определить фазовую проницаемость для воды, при помощи
которой по кривым фазовых проницаемостей затем найти сред-
нюю водонасыщенность для зоны от скважины до фронта вытес-
нения.
36
III. Заводнение — высокопотенциальный освоенный
метод увеличения нефтеотдачи пластов
На протяжении многих десятилетий развития нефтяной про-
мышленности разработка месторождений осуществлялась путем
бурения только добывающих скважин и извлечения нефти из них
за счет использования ресурсов всех естественных видов пласто-
вой энергии. По истощении пластовой энергии и снижении забой-
ных давлений в добывающих скважинах иногда до нуля место-
рождения забрасывались при извлечении не более 25—30% от
первоначальных запасов нефти в пласте.
Хотя вода — спутник нефти с момента ее образования, появле-
ние воды в добывающих скважинах рассматривалось как аварий-
ное состояние и скважины останавливались. И только в конце
20-х — начале 30-х годов было замечено, что из скважин, в кото-
рых появлялась вода, извлекалось нефти больше и добыча была
стабильней, чем в безводных скважинах. В 1932 г. комиссия под
руководством акад. И. М. Губкина при анализе состояния разра-
ботки месторождений Старо-Грозненского района установила воз-
можность и эффективность вытеснения нефти из пластов контур-
ными пластовыми водами. Естественный водонапорный режим
разработки нефтяных залежей был признан наиболее эффек-
тивным.
С 30-х годов начала развиваться теория нефтяного пласта,
водонапорного режима разработки и интерференции скважин
(М. С. Лейбензон, М. Маскет, В. Н. Щелкачев и др.). Однако
идея восполнения пластовой энергии, расходуемой на вытеснение
нефти нагнетанием воды в пласты через скважины с поверхности,
у нас в стране впервые была выдвинута и осуществлена лишь
в послевоенные годы под руководством акад. А. П. Крылова в не-
больших масштабах на истощенном месторождении Широкая
Балка. В 1948 г. было проведено в крупном промышленном мас-
штабе законтурное заводнение на Туймазинском месторождении
(пласты Дг и Дп) с начала разработки [16, 24].
В США до 20-х годов заводнение пластов не применялось.
Отдельные пятиточечные элементы площадного заводнения были
осуществлены в конце 20-х годов на истощенном Брэдфордском
месторождении. Только в 40-х годах в связи с возросшими потреб-
ностями в нефти стали всерьез применять искусственное завод-
нение нефтяных залежей, а Техасская железнодорожная комис 
сия, контролирующая разработку месторождений, перестала запре 
щать заводнение нефтяных залежей [14].
В конце 40-х годов за счет заводнения в США добывалось
около 20 млн. т/год нефти.
В нашей стране искусственное заводнение или просто завод-
нение нефтяных залежей получило более широкое распростране-
ние, чем в США. На месторождениях, разрабатываемых с завод-
нением залежей, в настоящее время добывается около 90 % от
37
общего уровня добычи нефти, в пласты закачивается более-
2 млрд, м3 воды в год.
В США около 50 % текущей добычи нефти получают на место-
рождениях, разрабатываемых с заводнением, и закачивают более
1,2 млрд, м3 воды в год.
Заводнение нефтяных залежей получило распространение и в
других нефтедобывающих странах—Канаде, Великобритании,.
Саудовской Аравии, Румынии и др.
Популярность искусственного заводнения нефтяных залежей
во всех странах обусловлена его следующими бесспорными преи-
муществами:
доступностью и бесплатностью воды;
относительной простотой нагнетания воды;
относительно высокой эффективностью вытеснения .нефти
водой.
В настоящее время обычное заводнение нефтяных залежей —
самый общепризнанный и наиболее эффективный метод повыше-
ния нефтеотдачи пластов. Этот метод будет широко применяться
еще длительное время именно из-за указанных преимуществ.
Заводнение, направленное на восполнение ресурсов пластовой
энергии и улучшение соотношения вязкостей вытесняемой (нефти)
и вытесняющей (воды) жидкостей,хотя и не устраняет отрицатель-
ного влияния неоднородности пластов и действия капиллярных и
гравитационных сил, но является тем не менее высокопотенциаль-
ным методом. Он увеличивает конечную нефтеотдачу пластов, на-
пример по сравнению с режимом растворенного газа, во всем
диапазоне геолого-физических условий гидрофильных пластов не
менее чем в 2—2,5 раза. Эффективность заводнения может быть
сомнительной только в гидрофобных пластах. Поэтому совершенст-
вование принципов, систем и технологии обычного заводнения —
важное направление увеличения конечной нефтеотдачи пластов
и извлекаемых запасов нефти. Основная проблема при заводнении
заключается в повышении охвата пластов дренированием и за-
воднением. Она решается улучшением размещения скважин,
вскрытия пластов, технологии нагнетания воды и др.
Принципы заводнения нефтяных залежей
Развитие систем, технологии и методов заводнения нефтяных
месторождений в нашей стране и за рубежом (в основном в
США) происходило одновременно, независимо и различными пу-
тями. В результате этого сложились различные принципы завод-
нения месторождений. К основным принципиальным положениям,
заводнения нефтяных месторождений относятся:
время начала искусственного заводнения;
система размещения скважин;
плотность сетки скважин;
порядок разбуривания скважин;
система заводнения;
38
Рис. 10. Зависимость вязкости нефти
р от газосодержания G для Жирнов-
ского месторождения (тульский гори-
зонт). Штриховкой отмечена область
допустимого разгазирования нефти
в пласте
Рис. 9. Зависимость разгазирования
нефти от давления насыщения для
Жирновского месторождения (туль-
ский горизонт):
1 — газосодержание G, м3/м3; 2 — количе-
ство выделившегося газа g, м3/м3; заштри-
хованная зона — допустимое снижение дав-
ления в пласте ниже Рнас
технология заводнения;
отключение скважин;
темпы разработки;
нефтеотдача (извлекаемые запасы);
разработка водонефтяных зон;
разработка многопластовых месторождений;
область применения заводнения;
вода для заводнения.
По всем этим вопросам заводнения нефтяных месторождений
за длительную историю его внедрения представления изменялись
и у нас, и в США. Современные принципы и условия разработки
нефтяных месторождений в СССР и США можно представить сле-
дующим образом (табл. 3).
Сравнение показывает, что наши принципы заводнения, обос-
нованные всем опытом разработки и научными исследованиями,
являются вполне современными и эффективными. Однако рассмот-
рим их более обстоятельно.
Время начала заводнения нефтяных залежей.
Вопросы о целесообразности искусственного заводнения и времени
начала закачки воды в пласты особенно внимательно рассматри-
вались в первых проектах разработки нефтяных месторождений.
В них оценивались возможность использования и запас природ-
ной энергии залежей, определялась доля запасов нефти, которую
можно извлечь за счет естественной пластовой энергии.
Исследования того времени показывали, что целесообразно
допускать частичное разгазирование нефти в пласте до уровня
предельной газонасыщенности (не более 10—15 % от объема пор)
при снижении давления на 10—20 % ниже давления насыщения
нефти газом (рис. 9).
Разгазирование нефти в пласте способствует уменьшению во-
донефтяного фактора и снижению продуктивности высокопроницае-
39
Таблица 3
Основные принципы и условии разработки нефтяных месторождений
с заводнением в СССР и США
Принципы, условия	СССР	США
Начало заводнения	Заводнение с начала разра- ботки	Сначала добыча на естест- венном режиме (первичная) с последующей вторичной (заводнение, закачка газа) на ранней стадии
Стратегия (порядок) разбуривания	Многостадийное, разделение объектов и уплотнение сет- ки за счет резервных сква- жин	Одностадийное, иногда с по- следующим	уплотнением (двухэтапное)
Система размещения скважин	Неравномерная миогоряд- ная: 30—56 га/скв в нача- ле, 18—30 га/скв в конце	Равномерная (квадратная, треугольная)	средняя 8 га/скв с 60-х годов до 32—64 га/скв
Система заводнения	Внутрикоитурная блоковая (с дополнительным разре- занием, очагами); площад- ная	Площадная с предельной интенсивностью — пяти- и семиточечиая
Технология заводне- ния	Повышенные давления на- гнетания (10—24 МПа); ци- клическое воздействие, из- менение потоков жидкости	Высокие давления нагнета- ния (15—35 МПа); водога- зовые смеси
Отключение скважин	Внешние ряды при обвод- нении 80 %, внутренние — при 95—98 %	При предельной обводнен- ности
Темп разработки	Не лимитируется исходя из независимости нефтеотдачи от темпа отбора жидкости	Ограничения экономико- конъюнктурного характера; норма добычи
Плотность сетки сква- жин и нефтеотдача при заводнении	Нефтеотдача мало зависит от плотности сетки скважин в монолитных пластах; су- щественно зависит от пре- рывистости пласта и систе- мы заводнения	Слабое влияние плотности сетки скважин на нефтеот- дачу. При плотной средней сетке скважин (8 га/скв) нефтеотдача в стране низ- кая
Водонефтяные зоны	Независимые системы раз- работки в случае широких водонефтяных зон	Условия разработки водо- нефтяных зон аналогичны разработке нефтяных зон
Многопластовые объ- екты	Совместная добыча нефти, раздельная закачка воды. Совмещение линий нагнета- ния воды в плане. Разделе- ние объектов	Раздельная добыча нефти и закачка воды, обеспечи- ваемая техническими сред- ствами в одной скважине,, вскрывшей несколько пла- стов
Нефтегазовые место- рождения	Опыт заводнения ограни- чен. Барьерное заводнение испытано для залежей с широкими подгазовыми зонами	Барьерное заводнение с воз- вратом газа в газовую шапку. Процесс рецирку- ляции сухого газа в пласт
40
Продолжениетабл. 3
Принципы, условия *	СССР	США
Область применения заводнения	Коллекторы с проницаемо- стью более 10-10'3 мкм2. Вязкость нефти в пластовых условиях <25—30 мПа-с	Проницаемость коллекторов до (5—10) 10-3 мкм2, вяз- кость нефти до 100— 200 мПа-с
Источники воды для заводнения	Пресная, морская, из под- земных горизонтов и сточ- ные воды промыслов	Морская, пресная, сточная с обработкой ингибиторами, бактерицидами, солями
мых пластов за счет уменьшения фазовой проницаемости для воды.
Эффект свободного газа в пористой среде при заводнении выра-
жается, строго говоря, в фазовых проницаемостях. Проницаемость
для воды (смачивающей фазы) определяется только ее насыщен-
ностью, а для нефти увеличивается за счет повышения суммарной
насыщенности нефти и газа при неподвижном газе. Однако силь-
ное разгазирование нефти в пласте становится уже нецелесообраз-
ным, так как вызывает повышение ее вязкости в 2—3 раза
(рис. 10), а это сильнее снижает нефтеотдачу пластов, чем сво-
бодный газ в пористой среде ее повышает, тогда как поддержание
пластового давления на первоначальном уровне позволяет сохра-
нить вязкость нефти в процессе разработки. Поддержание давле-
ния обеспечивает более высокие темпы добычи нефти, устойчивые
дебиты скважин,-расширяет возможности регулирования процесса
разработки, увеличивает срок фонтанирования скважин, улучшает
условия работы штанговых и погружных насосов при сравнительно
невысоких и постоянных газовых факторах и т. д.
Отрицательные последствия от снижения пла-
стового давления ниже давления насыщения
в связи с отставанием освоения системы заводнения наблюдались
по горизонтам Узеньского месторождения с высокопарафинистой
нефтью, когда нефтеотдача по XIII горизонту достигла всего 6,6%,
обводненность продукции была 17,9%, а по XIV горизонту соот-
ветственно 7,4% при обводненности 17,0%. Это — довольно высо-
кое обводнение добываемой продукции при такой нефтеотдаче.
На месторождениях Урало-Поволжья, разрабатываемых при ак-
тивном водонапорном режиме, для тех же соотношений вязкостей
нефти и воды указанные величины нефтеотдачи достигались при
обводненности продукции в 2—3 раза меньшей или практически
за безводный период.
Однако на месторождениях, где физические свойства (вязкость)
нефти мало зависят от давления (типа Шкаповского), нефтеот-
дача при частичном разгазировании нефти и вытеснении ее
водой оказывается выше, чем при обычном заводнении. Оптималь-
ное снижение пластового давления составляет примерно 20 % от
41
Рис. 11. Зависимость нефтеотдачи т] от
снижения давления ниже давления на-
сыщения Др по данным 25 залежей
Урало-Поволжья с соотношением вязко-
стей нефти и воды 3—10, при отборе
жидкости из пластов, равном объему
пор.
1 — коэффициенты:	песчанистости — 0,3—0,5;
проницаемости — 0,15—0,4 мкм2; 2 — коэффици-
енты: песчанистости — 0,5—0,73, проницаемо-
сти — 0,4—0,8 мкм2
давления насыщения. Увеличение нефтеотдачи пластов при этом
возможно на 5—10 % (рис. 11).
Для месторождений с резко изменяющимися физическими
свойствами нефти в зависимости от давления (типа Коробков-
ского) целесообразное снижение пластовых давлений составляет
10% от давления насыщения.
Исследованиями, выполненными в США, также показано, что
в гидрофильных пластах при насыщенности порового пространства
газом ниже критической (не более 15—20 %) нефтеотдача
пластов при вытеснении нефти водой может увеличиться на 8—
10 % по сравнению с заводнением при давлениях выше давления
насыщения [14].
Однако в практике разработки нефтяных месторождений США
заводнение применялось обычно лишь на самых поздних стадиях
разработки. Сначала месторождения разрабатывались на истоще-
ние (до извлечения 5—10 % от геологических запасов нефти)
без искусственного воздействия на пласты, а затем внедрялись,
как правило, площадные системы искусственного заводнения.
Такой подход к разработке месторождений с заводнением в США
обусловлен тем, что любая компания стремится не вкладывать
дополнительного капитала на заводнение, пока месторождение вы-
годно разрабатывать на истощение и таким образом получать
необходимую прибыль от вложенного капитала в кратчайший пе-
риод. Вопросы нефтеотдачи пласта в начальной стадии для нее
имеют второстепенное значение. Разработка месторождений на
истощение пластовой энергии обеспечивает вначале высокие темпы
разработки и быструю окупаемость капитальных вложений.
Хотя разработка залежей на истощение позволяет изучить
строение пластов, определить механизм движения нефти в пластах
и использовать пластовую энергию, тем не менее это является
одной из причин того, что заводнение нефтяных месторождений
США осуществляется с большими расходами закачиваемой
в пласты воды на 1 т добываемой нефти — в 2—3 раза больше,
чем в СССР (соответственно 6—6,5 и 2,5 м3/т). В нашей ^тране
заводнение осуществляется обычно с начала разработки, что
позволяет эффективнее использовать воду для вытеснения нефти
и обеспечивает более благоприятные конечные показатели. К не-
42
.достаткам способа заводнения с начала разработки, т. е. при пла-
стовом давлении выше давления насыщения, по сравнению с за-
воднением после некоторого разгазирования нефти в пласте сле-
дует отнести то, что при этом требуются более высокие давления
нагнетания для закачки воды и необходимы капиталовложения
в обустройство системы заводнения в более ранний, начальный пе-
риод разработки месторождения.
В заключение следует-отметить, что в последние годы в США
(месторождение Прадхо-Бей на Аляске и морские месторождения,
Фортиз в Великобритании и др.) заводнение месторождений на-
чинает применяться сразу же после ввода их в промышленную
эксплуатацию. Это обусловлено тем, что при дорогих скважинах
требуются высокие дебиты, и тем, что многолетний опыт разра-
ботки нефтяных месторождений нашей страны доказал эффектив-
ность раннего заводнения.
Системы заводнения нефтяных залежей
Первоначально в нашей стране применение заводнения свя-
зывалось в основном с закачкой воды в нагнетательные скважины,
расположенные в законтурной части месторождения (законтурное
заводнение). Впервые законтурная система заводнения была за-
проектирована в 1948 г. на Туймазинском месторождении при
разработке девонских пластов Д] и Дп- В дальнейшем она при-
менялась на Зольненском, Бавлинском, Шкаповском, Покровском,
Мухановском, Бахметьевско-Жирновском и других месторожде-
ниях. Законтурное заводнение в принципе может быть более эф-
фективно, чем внутриконтурное, так как при этом нефть вытес-
няется пластовой совместимой водой. Однако опыт разработки
показал и определенные недостатки системы законтурного заводне-
ния. Из-за плохих свойств пластов в приконтурных зонах и повы-
шения вязкости нефти в них приходилось бурить много лишних
нагнетательных скважин. Для крупных месторождений примене-
ние законтурного заводнения обусловливало консервирование
» значительных запасов нефти в центральных частях месторожде-
ний, низкие темпы добычи нефти и др. На крупных месторожде-
ниях, например, при чисто законтурном заводнении не удава-
лось отбирать более 2,5% нефти в год от начальных извлекаемых
запасов. Законтурное заводнение характеризуется также значи-
тельными оттоками воды (от 40 до 70 % от объема закачки) за
контур нефтеносности залежей. Принципы законтурного завод-
нения—многоэтапность разработки, перенос нагнетания, отклю-
чение малообводненных скважин и другие — не получили распро-
странения. .
Развитием законтурного заводнения явилось со-
здание системы внутриконтурного заводнения. В этом случае место-
рождение рядами нагнетательных скважин «разрезается» на' от-
дельные полосы, блоки или площади самостоятельной разработки
и нефть вытесняется нагнетаемой водой. Впервые внутриконтурная
43
система разработки была запроектирована Всесоюзным нефте-
газовым научно-исследовательским институтом в 1955 г. на Ро-
машкинском месторождении [17, 20, 24].
В начале 60-х годов институтом «Гипровостокнефть» были
обоснованы блоковые системы внутриконтурного заводнения для
обычных нефтяных залежей. При этих системах требуется разре-
зать нефтяные месторождения на блоки оптимальных размеров,
которые исключают консервацию запасов нефти во внутренних зо-
нах и позволяют разрабатывать залежи в один этап без переноса
фронта нагнетания воды.
При проектировании блоковых систем разработки размеры
блоков и число рядов добывающих скважин между двумя бата-
реями нагнетательных скважин выбираются в зависимости от кон-
кретной геолого-физической характеристики нефтяной залежи и
необходимых темпов разработки. Чем меньше размеры блоков и
число рядов добывающих скважин, тем выше интенсивность си-
стемы разработки нефтяной залежи. По сравнению с системами
законтурного заводнения блоковые системы позволяют в 2—Зраза
увеличить темпы добычи нефти, снизить расход нагнетаемой воды
за счет уменьшения утечек ее в законтурную зону, ускорить ввод
месторождения в разработку, сократить территорию промысла,
подлежащую обустройству. Последнее обстоятельство очень
важно, так как ведет к существенному уменьшению затрат при
разработке нефтяных месторождений в труднодоступных районах,
подобных Западной Сибири, где блоковые системы заводнения
получили большое распространение.
Эффективность системы внутриконтурного за-
воднения при разрезании залежи на блоки особенно четко-
проявилась при разработке девонских залежей Мухановского
месторождения, введенных в разработку в 1955 г. В 1958 г. начато-
законтурное заводнение девонских пластов Дц и Дпь В 1960 г.
объем закачки воды в законтурную область достиг текущего от-
бора жидкости в пластовых условиях, а затем превысил ее. Тем
не менее давление в добывающих скважинах снизилось по
18 МПа при начальном пластовом давлении 33,2 МПа. Добываю-
щие скважины прекратили фонтанирование, и дебит снизился
от 180—200 до 10—20 т/сут.
После разрезания залежи пласта Дц на блоки пятью рядами
нагнетательных скважин пластовое давление внутри контура стало
быстро повышаться, а скважины переходить на фонтанирование.
Одновременно с этим была прекращена закачка воды в 13 закон-
турных нагнетательных скважин. По оценкам, в результате приме-
нения внутриконтурного заводнения пластов девона Мухановского
месторождения получено дополнительно более 5 млн. т нефти-
Исследование эффективности процесса заводнения с использо-
ванием многофакторного корреляционного анализа более чем по
50 эксплуатационным объектам Урало-Поволжья, проведенное во
Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте,
показало, что внутриконтурное заводнение улучшает текущие
44
показатели разработки и повышает конечную нефтеотдачу пластов
не менее чем на 5 % по сравнению с законтурным заводнением
[9, 27].
Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что
блоковые системы целесообразно применять при ширине залежей
более 4—5 км, а также при меньшей их ширине, если залежи ха-
рактеризуются пониженной проницаемостью коллекторов, резкой
зональной неоднородностью продуктивных пластов, повышенной
вязкостью нефти или резким ухудшением условий фильтрации на
границах залежи.
Высокая эффективность блоковых систем разработки обусло-
вила широкое распространение их во всех нефтедобывающих
районах страны. Многие месторождения разрабатываются в усло-
виях комбинированных или смешанных систем заводнения — при
сочетании законтурного заводнения с внутриконтурным (табл. 4).
Таблица 4
Масштабы применения различных систем заводнения
Показатели	Законтурная	Внутриконтур- ная, блоковая	Избиратель- ная, площадная	Комбинирован- ная (законтур- ная, внутри- контурная)
Число месторождений, 01	3,3	50	18	28
10 Добыча нефти, %	3,0	70	9	18
Объем закачки воды, %	8	58	9	25
Среднее отношение до- бывающих и нагнета- тельных скважии	4,7	4,65	5	5,4
Максимальный темп раз- работки (% извлекаемых запасов)	1—7	4—12	5—10	1,5—10
Средний дебит скважин, т/сут	18	32	14	28
На -многих месторождениях Западной Сибири уже в процессе
их разработки пришлось переходить от законтурного заводнения
(Западно-Сургутское, пласт БС2_3 Усть-Балыкского месторожде-
ния) к частичному его ограничению при одновременном увеличе-
нии объемов внутриконтурной закачки (Усть-Балыкское, пласт
БСь Советское, пласт БВ8) и внедрению в дополнение к закон-
турному заводнению внутриконтурных разрезающих рядов (Ме-
гионское месторождение) [31].
Разнообразие природных условий, в которых находятся скоп-
ления нефти, стремление к наиболее полному учету геолого-физи-
ческих особенностей эксплуатационных объектов с целью повы-
шения охвата пластов заводнением послужили основанием для со-
вершенствования и модификаций систем разработки.
Были обоснованы и широко внедрены в промышленность дру-
45
гие системы и технологии заводнения — приконтурное заводне-
ние, осевое разрезание, площадное заводнение, очагово-избира-
тельное заводнение, повышенные давления нагнетания и диффе-
ренцированное воздействие на многопластовые объекты, цикли-
ческое заводнение при переменных потоках жидкости и др. [13,
17, 20, 27, 31, 33].
В случае приконтурного заводнения нагнетатель-
ные скважины располагаются внутри залежей в непосредственной
близости от внешнего контура нефтеносности. Приконтурное
заводнение применяется обычно для разработки небольших зале-
жей (шириной не более 4—5 км) с известным положением кон-
туров нефтеносности при относительно выдержанных пластах, вы-
сокой проницаемости коллекторов и малой вязкости нефти.
Примером удачного применения приконтурного заводнения
может служить разработка пласта Сш Дмитровского месторож-
дения в Куйбышевской области. Нагнетательные скважины рас-
положены только на южном крыле залежи, где связь пласта с во-
донапорной системой затруднена. С северного крыла приток плас-
товых вод сравнительно активный, на восточной и западной пери-
клиналях пласт Сщ выклинивается. Эффект от заводнения соста-
вил более 4 млн. т нефти [33].
При осевом разрезании скважины нагнетательного ряда
размещаются вдоль длинной оси структуры. Осевое разрезание
применяется при ширине залежей более 4—5 км и обычно соче-
тается с законтурным заводнением (Трехозерное, Усть-Балык-
ское и другие месторождения) [31].
Опыт разработки месторождений Западной Сибири с примене-
нием осевого разрезания свидетельствует о том, что такая система
заводнения имеет ряд серьезных недостатков.
На Усть-Балыкском месторождении центральный нагнетатель-
ный ряд размешен в сводовой части структуры, в зоне наиболь-
ших нефтенасыщенных мощностей, добывающие ряды сдвинуты
к приконтурной зоне. По этой причине отбор нефти осущест-
вляется из менее продуктивных участков залежей, а разработка
связана со значительной обводненностью продукции. Поперечное
разрезание залежи на блоки и здесь предпочтительнее, и в настоя-
щее время на Усть-Балыкском месторождении осуществляются
мероприятия по повышению эффективности системы заводнения
[Ю].
Площадное заводнение, как показано исследованиями
Гипровостокнефти, СибНИИНП и Всесоюзного нефтегазового
научно-исследовательского института, особенно эффективно при-
менять при разработке малопроницаемых и сильнопрерывистых
пластов. Площадные системы заводнения примерно в 2 раза ин-
тенсивнее пятирядной системы. Следовательно, при одном и том
же темпе разбуривания залежи применение площадной системы
обеспечивает темп добычи пятирядной системы значительно мень-
шим числом пробуренных скважин. В настоящее время площад-
ные системы осуществляются на многих месторождениях Запад-
46
ной Сибири (Локосовское, Усть-Балыкское, пласт БСю, Самот-
лорское, пласты Ai, Бю и другие месторождения) [31].
Оча го в о - избира тель и а я система заводнения
предназначена для разработки месторождений с высокой неодно-
родностью и прерывистостью продуктивных пластов. Скважины
для нагнетания воды (создания очагов заводнения) выбираются
из числа ранее пробуренных в соответствии с принятой системой
их размещения. Избирательное заводнение как система разра-
ботки предложено ТатНИПИ в 1966 г. По этой системе разраба-
тываются нефтяные залежи нижнего карбона на Ромашкинском,
Бавлинском, Ново-Елховском и других месторождениях [17, 20].
В результате применения избирательной системы заводнения
темпы выработки запасов нефти, например, на Восточно-Ленин-
градской площади оказались в 1,5 раза выше темпов разработки
аналогичных площадей Ромашкинского месторождения. Однако,
как показывают исследования Гипровостокнёфти, применение
избирательной системы с самого начала разработки на практике
может дать небольшой эффект. Система рекомендуется к приме-
нению на поздней стадии разработки [19, 29].
Системы размещения скважин
При заводнении нефтяных месторождений большое значение
имеет вопрос о системе размещения скважин, числе добывающих
рядов между рядами нагнетательных скважин. Первоначально
даже при внутриконтурном заводнении системы были многоряд-
ными. Между нагнетательными рядами размещалось по 7—9 ря-
дов добывающих скважин. Существовало убеждение, что в мало-
рядных системах менее благоприятны условия заводнения и уве-
личиваются потери нефти в пластах. Однако данные разработки
нефтяных залежей с небольшим (один—три) числом рядов добы-
вающих скважин некоторых месторождений (Дмитровское, пласты
Сщ и Civ, Стрельненское, пласт Бг, Козловское, пласт А4 и др.)
показали, что общая эффективность эксплуатации этих объектов
и технологические показатели их разработки не уступают соот-
ветствующим показателям залежей, разрабатываемых многоряд-
ными системами [29, 33].
Примером эффективной разработки при трехрядной системе
заводнения служит залежь пласта А4 Козловского месторождения
в Куйбышевской области. Несмотря на сравнительно высокое со-
отношение вязкостей нефти и воды (около 8), при нефтеотдаче
0,236 обводненность продукции составляла всего 21 %. Опреде-
ленная по геолого-промысловым данным нефтеотдача в промытых
зонах составляет 0,58. Тогда как при меньшем отношении вязко-
стей нефти и воды нефтеотдача в промытой зоне пласта А4 Куле-
шовского месторождения составляла 0,53, пласта А4 Покровского
месторождения— 0,6, пласта Бг Покровского месторождения — 0,57,
пласта Bi Дерюжского месторождения — 0,28. Это указывает
на то, что процесс вытеснения нефти водой по пласту А4 Козлов-
47
ского месторождения протекает более благоприятно, чем по место-
рождениям с менее интенсивной системой заводнения. Об этом
свидетельствует и сопоставление характеристик вытеснения
нефти по различным залежам Куйбышевской области. Процесс
разработки пластов Козловского месторождения протекал эффек-
тивнее, чем пластов Б1 и Б2 Карлово-Сытовского месторождения
(цо = 5,9), пласта Б2 месторождения Яблоневый Овраг (цо =
= 11,4), пласта Д4 Якушкинского месторождения (ц0= 12), раз-
рабатываемых при менее интенсивных системах заводнения.
Исследованиями Гипровостокнефти по оценке эффективности
систем заводнения в различных геолого-физических условия^ уста-
новлено, что при низкой гидропроводности (менее 60 мкм2Х
Хсм/(мПА>с) и большой прерывистости пластов наиболее рацио-
нально применение площадной и однорядной систем заводнения
с самого начала разработки. В случае более высокой гидропро-
водности (хотя расчетами подтверждена высокая эффективность
площадной и однорядной систем) целесообразно в технологиче-
ской схеме разработки проектировать трехрядную систему, имея
в виду ее интенсификацию в дальнейшем созданием очагов завод-
нения. Это позволит в конечном счете создать систему заводнения,
наиболее полно отвечающую конкретным геолого-физическим
особенностям строения залежи, причем интенсивность этой системы
будет близкой к интенсивности площадной или однорядной
системы.
Применение пятирядных систем целесообразно лишь
при достаточно хорошей характеристике продуктивных пластов
(гидропроводность более 360 мкм2-см/(мПа-с). Однако и в этом
случае следует предусматривать возможность интенсификации си-
стемы разработки дополнительными разрезаниями месторожде-
ния, переходом на очагово-избирательную систему заводнения,
проведением других мероприятий.
Исследованиями Всесоюзного нефтегазового научно-исследова-
тельского института и СибНИИНП на примере Самотлорского
месторождения также установлено, что многорядные системы
обеспечивают более высокую нефтеотдачу только в однородных,
слабопрерывистых пластах. Для объектов, характеризующихся
высокой степенью прерывистости продуктивных пластов, к кото-
рым относятся большинство месторождений Западной Сибири,
более высокую нефтеотдачу обеспечивают наиболее активные
системы — однорядные и площадные. Для средней геолого-физи-
ческой характеристики пластов месторождений Западной Сибири
при плотности сетки скважин 49 га/скв конечная нефтеотдача по
расчетам составляет: при пятирядной системе разработки 48%,
трехрядной 49 %, однорядной 49,5 %, площадной 50—51 %
[10, 31].
По технико-экономическим показателям одно-
рядная и площадная системы разработки эффективнее многоряд-
ных систем при любых геолого-физических характеристиках экс-
плуатационных объектов. Согласно расчетам, рентабельная раз-
48
работка сибирских месторождений при пятирядной системе воз-
можна для залежей, продуктивность скважин по которым превы-
шает 50 т/(сут-МПа), при трехрядной — выше 30 т/(сут-МПа),
однорядной и площадной — более 15 т/(сут-МПа).
Оптимальное размещение скважин.
Порядок разбуривания
Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечиваю-
щей наиболее эффективную разработку месторождений, была са-
мой острой на всех этапах развития нефтяной промышленности.
До 30-х годов, когда физика и гидродинамика нефтяного пласта
только начинали развиваться, при решении вопросов разработки
месторождений преобладал эмпирический подход, а размещение
скважин и определение их числа осуществлялись промысловыми
геологами (операторами) практически без учета законов фильтра-
ции жидкостей и особенностей дренирования пластов.
Существовала теория» Томлинсона об ограниченном «радиусе
влияния» и «критическом числе скважин». Применялось на прак-
тике «правило» размещения скважин Котлера, утверждавшее,
что суммарная добыча нефти из каждой скважины обратно про-
порциональна корню квадратному из площади ее дренирования.
Это приводило к чрезмерному уплотнению сетки скважин, которая
на практике достигала 0,5—1 га/скв и менее. Наиболее ярким
примером бесполезного уплотнения сетки скважин в мировой неф-
тяной промышленности является крупнейшее месторождение
в США Ист-Тексас с извлекаемыми запасами около 1 млрд, т,
которое разбуривалось многочисленными владельцами (более
2500) в 30-е годы во время нефтяного бума.
На этом месторождении с исключительно хорошими геолого-
физическими свойствами пласта и нефти пробурено около 30 000
скважин с плотностью сетки менее 2 га/скв, из которых более
25000 были просто лишними. Аналогичная плотность сетки сква-
жин в те годы применялась и на хороших месторождениях Старо-
Грозненского района и Азербайджана. В результате этого даже
высокопродуктивные месторождения на малых глубинах раз-
рабатывались с минимальной прибылью или вовсе без нее.
В 1932 г. комиссия, возглавляемая акад. И. М. Губкиным,
на основе анализа разработки Старо-Грозненских месторождений
подвергла сомнению целесообразность чрезмерно плотных сеток
скважин и рекомендовала их разрежение до 4—9 га/скв.
В 1937 г. Американский нефтяной институт создал специальный
комитет по исследованию вопроса о плотности сетки скважин, ко-
торый уже через год сделал следующий вывод — небольшие
расстояния между скважинами как с физической, так и с эконо-
мической точки зрения нежелательны. При этом было введено
понятие оптимальной сетки скважин, которая должна обеспечить
не только технологический успех, т. е. извлечение нефти настолько
4 Заказ № 281
49
полно, насколько это позволяют применяемые методы разработки,
но и экономический успех, который определяется максимально
возможной прибылью.
В конце 30-х годов на основе промысловых исследований
скважин М. Маскетом (США) и В. Н. Щелкачевым была развита
теория пластовых водонапорных систем и интерференции (взаимо-
действия) скважин при дренировании нефтеносных пластов. Со-
гласно этой теории, скважины, дренирующие гидродинамически
единый пласт, взаимодействуют между собой, вследствие чего
увеличение их сверх некоторого числа на ограниченной площади
мало повышает отбор жидкости (нефти) из пласта.
В 1945 г. Бакли и Крэйз проанализировали данные по 103
американским месторождениям, разрабатываемым на режиме
растворенного газа (44) и водонапорном режиме (59). Они не
установили заметной зависимости нефтеотдачи от плотности сетки
скважин в пределах 1,4—16 га/скв.
Теория интерференции скважин получила практическое при-
менение лишь в послевоенные годы. В 1948 г. она была заложена




в «Научные основы разработки нефтяных месторождений», позд-
нее в «Теоретические основы и проектирование разработки нефтя-
ных месторождений» (1959 г.) и затем в «Принципы проектирова-
ния разработки нефтяных месторождений» [24], созданные кол-
лективом авторов под руководством акад. А. П. Крылова.
Исходя из теории интерференции скважин и научных основ
разработки нефтяных месторождений, в 1946 г. впервые в стране
и в мире для Туймазинского месторождения (девонские пласты)
под руководством А. П. Крылова Всесоюзным нефтегазовым
научно-исследовательским институтом была запроектирована
сетка добывающих скважин плотностью 20 га/скв (400X500 м2)
с искусственным законтурным заводнением. Это был беспример-
ный качественный скачок в проблеме размещения скважин и
методах разработки нефтяных месторождений. Вслед за Туйма-
зинским месторождением такая же сетка скважин (20—24 га/скв)
и законтурное заводнение были реализованы на многих месторож-
дениях Урало-Поволжья (Бавлинское, Шкаповское, Мухановское,
Покровское, Зольненское и др.). Положительный опыт разработки
этих месторождений послужил основанием для еще более реши-
тельного шага по разрежению сетки скважин и применению внут-
риконтурного искусственного заводнения.
В 1949 г. в США для изучения вопроса об оптимальных рас-
стояниях между скважинами была создана межштатная нефтяная
комиссия, в которую вошли виднейшие ученые: Эдди, Кавелер,
Маскет, Бертрам и Томлинсон. В 1953 г. эта комиссия опублико-
вала доклад по плотности сеток скважин и ее влиянию на конеч-
ную нефтеотдачу пластов.
Основные выводы этого доклада следующие.
Физических законов недостаточно для решения проблемы оп-
тимального расстояния между скважинами. Определяющим яв-
ляется экономический фактор.
50
Практически суммарная добыча нефти из единого пласта не
зависит от числа скважин, так как они обладают неограничен-
ным радиусом дренирования.
При заложении скважин нужно учитывать локальные струк-
турно-тектонические условия пластов.
Каждая отдельная часть нефтяной залежи должна эксплуати-
роваться минимум одной скважиной, если оправдываются расходы
на ее бурение.
В докладе комиссии рекомендовались большие расстояния
между скважинами, которые должны увеличиваться с повышением
проницаемости пластов, глубины бурения и расходов на поддер-
жание пластового давления.
Аналогичные концепции по данной проблеме, базировавшиеся
на геолого-промысловых, гидродинамических и экономических
исследованиях, преобладали в нашей стране.
Генеральная схема разработки Ромашкинского месторождения
(1955—1956 гг.), исходя из этих концепций, предусматривала
первоначальную плотность сетки скважин до 52 га/скв й разре-
зание залежи рядами нагнетательных скважин на 23 площади са-
мостоятельной разработки.
При этом 30 % общего фонда скважин рассматривалось в ка-
честве резерва для уплотнения сетки скважин по мере уточнения
геологического строения и выработки пластов. Ромашкинское
месторождение послужило примером. С конца 50-х годов проек-
тирование сетки скважин плотностью до 50—60 га/скв для хоро-
ших месторождений с обязательным резервом скважин для кор-
ректировки сетки стало обычным делом практически во всех неф-
тедобывающих районах страны.
Для месторождений Западной Сибири первона-
чальная сетка скважин плотностью 49—56 га/скв в 60—70-х го-
дах оказалась наиболее распространенной. Широкому применению
первоначальных редких сеток добывающих скважин для разра-
ботки нефтяных месторождений в Поволжье и Западной Сибири
способствовали также и объективные причины— обычный па
практике недостаток геолого-физической информации о месторож-
дениях к моменту составления первых проектных документов и
необходимость ускоренного ввода их в разработку.
Плотность первоначальной сетки скважин 49—56 га/скв пред-
ставлялась в этих условиях достаточно редкой, чтобы избежать
бурения лишних скважин, и достаточно плотной, чтобы вводить
месторождения в разработку активными системами с высокими
темпами добычи нефти.
Вместе с тем практика разработки нефтяных месторождений,
редкими сетками скважин с искусственным заводнением оказа-
лась значительно сложнее и труднее, чем предполагалось.
На многих месторождениях (Ромашкинское, Арланское, Муха-
новское и др.) плохо дренировались целые пласты в объектах,
обширные зоны залежей и площадей, проектный резерв скважин
оказывался недостаточным, обводненность была выше, а уровни
4*
51
Рис. 12. Зависимость нефтеотдачи пла-
стов г] от плотности сетки скважин S, по
данным 23 залежей Урало-Поволжья,
с соотношением вязкостей нефти и воды
0,7—4,7; коэффициентами песчанистости
пластов более 0,7 и проницаемостью
0,135—0,45 мкм2.
Относительный отбор жидкости из пластов:
/ — 0,5 объема пор; 2 — 0,75 объема пор
добычи и нефтеотдача ниже прогнозных и т. д. Все эти негатив-
ные стороны были следствием недостаточной изученности метода
заводнения, упрощенной схематизации процесса вытеснения нефти
водой, несовершенства расчетных моделей, а главное, следствием
незнания всех особенностей сложно построенных пластов из-за
недостатка информации об условиях залегания нефти в них.
В связи с этим уже в 50-х годах у некоторых специалистов стали
складываться представления о неправомерности, необоснован-
ности применения редких сеток скважин и двухстадийности разбу-
ривания, о существовании дефектов в проектировании и необхо-
димости исправления «ошибочных сеток» скважин, о необходи-
мости применения с самого начала разработки месторождений
«оптимальных» (плотных) сеток скважин, одностадийного разбу-
ривания и др.
Первые критические замечания по редким сеткам скважин,
запроектированным на Ромашкинском месторождении, были
высказаны В. Н. Щелкачевым в конце 50-х годов. За последние
25—30 лет представления об этой проблеме были далеко неодно-
значными и противоречивыми. Обосновывались самые различные
концепции. Назовем главные.
1.	Конечная нефтеотдача пластов очень слабо
зависит от плотности сетки скважин.
Такие представления были преобладающими в 40—50-х годах,
когда начали осваивать высокопродуктивные нефтяные месторож-
дения Урало-Поволжья и внедрять метод заводнения. В этот пе-
риод проектирование разработки нефтяных месторождений про-
водилось по упрощенным моделям практически без учета неодно-
родности пластов, в предположении равномерного продвижения
воды, без учета прерывистости и линзовидности, вызывающих не-
полное дренирование залежей. Тем более что на основных место-
рождениях эти особенности пластов были тогда еще слабоизучен-
ными или неизвестными.
Для гидродинамически единых однородных пластов полностью
дренируемых залежей получались очень слабые зависимости неф-
теотдачи от плотности сетки скважин (рис. 12).
5$
Опыт разработки месторождений Самарской Луки, обладающих
высокой проводимостью монолитных пластов, показывал, что
изменение плотности сетки скважин от 7,1 до 22,5 га/скв не ока-
завает 'заметного влияния на нефтеотдачу, снижение которой со-
ставляло не более 3 % (В. И. Колганов). Разреженная в 2 раза
сетка скважин южной части пласта А4 Покровского месторожде-
ния Куйбышевской области обеспечила более эффективные
показатели разработки, чем на северной части той же залежи,
но с менее хорошими свойствами пласта [33].
Разрежение сетки скважин в зоне их размещения в 2 раза
(от 20 до 40 га/скв) на Бавлинском месторождении в очень малой
мере отразилось на нефтеотдаче чисто нефтяной зоны пласта Дг
(И. Е. Полуян, Г. Г. Вахитов, С. А. Султанов).
Многофакторный анализ по месторождениям Азербайджана
показал, что разрежение сетки от 1 до 10 га/скв практически не
влияет на нефтеотдачу (М. Т. Абасов, Ч. А. Султанов) [1, 7, 14].
Даже по 26 месторождениям Урало-Поволжья с карбонатными,
но высокопродуктивными коллекторами (пласт А4 башкирского
яруса) разрежение сетки скважин от 10 до 30 га/скв снижает ко-
нечную нефтеотдачу всего на 1,5—2 °/о (А. В. Гавура, В. И. Кол-
ганов).
Эти результаты совпадают с теоретическими положениями ин-
терференции (взаимодействия) скважин, но их можно распростра-
нять только на единые высокопродуктивные пласты.
Однако на практике гидродинамически единых пластов с вы-
сокой проводимостью по всему объему залежей сравнительно не-
много.
В большинстве случаев реальные нефтеносные пласты обла-
дают сложно выраженной зональной неоднородностью, прерывис-
тостью, линзовидностью, расчлененностью и многопластовостью.
В этих условиях зависимость нефтеотдачи пластов в целом от
плотности сетки скважин значительно сильнее и сложнее.
2.	Конечная нефтеотдача пластов очень сильно
зависит от плотности сетки скважин.
Наиболее определенно такая зависимость утверждается
в статьях [39, 42], в которых даны количественные оценки влия-
ния плотности сетки скважин на конечную нефтеотдачу пластов..
В [39], например, для Бавлинского (Да), Туймазинского (Ди)
месторождений и Абдрахмановской площади (Да) Ромашкинского'
месторождения конечный коэффициент. нефтеотдачи пластов при
плотности сетки скважин 100 га/скв оценен в 0,52; 0,32 и 0,21 соот-
ветственно. Уплотнение сетки скважин до 2 га/скв позволило бы
увеличить коэффициент конечной нефтеотдачи до 0,74; 0,69 и 0,68,
т. е. на 22; 37 и 47%, или в 1,43; 2,18 и 3,23 раза соответственно.
Уплотнение сетки скважин по этим месторождениям от 100 до
40 га/скв или в 2,5 раза, увеличивает конечную нефеотдачу
в 1,25; 1,6 и 2,05 раза соответственно, тогда как уплотнение сетки
от 40 до 2 га/скв, или в 20 раз, увеличивает нефтеотдачу лишь
в 1,14; 1,38 и 1,58 раза соответственно.
53
Увеличение конечной нефтеотдачи пластов, непропорциональ-
ное степени уплотнения сетки скважин, необъяснимо для гидро-,
динамически единого пласта без учета системы заводнения, а для
расчлененных и прерывистых пластов — без учета масштаба кон-
кретной линзовидности или сокращения работающей толщины,
что в статье [39] не рассматривается.
Приведенное увеличение конечной нефтеотдачи пластов в за-
висимости от уплотнения сетки скважин получено по упрощенной
формуле при следующих допущениях.
Коэффициент нефтеотдачи выражен произведением только
двух коэффициентов — вытеснения и охвата пласта влиянием
добывающих скважин, т. е. дренированием. Охват заводнением
по толщине пласта, обусловленный его послойной неоднородностью,
не учитывается.
Верхний предел коэффициента нефтеотдачи при максималь-
ном уплотнении сетки скважин принят заведомо завышенным,
равным коэффициенту' вытеснения, а нижний при максимальном
разрежении сетки скважин — заниженным, равным нулю. Тогда
как правильнее верхним пределом конечной нефтеотдачи считать
произведение коэффициентов вытеснения и охвата пласта заводне-
нием, которое может быть на 20—30 % ниже, так как достига-
емый за период экономически рентабельной разработки охват
пластов заводнением меньше 100 %.
Нижним пределом конечной нефтеотдачи пласта следует, ви-
димо, считать накопленную добычу нефти хотя бы из одной сква-
жины (расположенной в центре залежи, площади, участка), отне-
сенную к балансовым запасам. Эта величина также значительная
и может быть не менее 10—15 % в гидродинамически едином
пласте.
Вследствие такого искажения верхнего и нижнего пределов
получена сильно завышенная зависимость конечной нефтеотдачи
пластов от плотности сетки скважин.
Совсем невероятная зависимость конечной нефтеотдачи пластов
от плотности сетки скважин приведена в работе [49] на основе
поверхностного анализа эффективности бурения уплотняющих
скважин по четырем месторождениям с карбонатными коллек-
торами-Слотер, Ливлэнд, Вэссон и Келли-Снайдер.
Зависимость нефтеотдачи пласта от плотности сетки скважин
приведена только по данным 46 неизолированных участков боль-
шого месторождения Слотер. По другим месторождениям пока-
зана лишь динамика добычи нефти и закачки воды во времени.
Авторы делают вывод, что по месторождению Слотер уплот-
нение сетки скважин в 2 раза (от 16 до 8 га/скв) позволит уве-
личить конечную нефтеотдачу пласта от 30 до 60 %, т. е. тоже
в 2 раза. При этом утверждают, что заводнение при плотности
сетки 16 га/скв весьма (если не вообще) не эффективно. Однако
стоит только из приведенных данных исключить шесть — восемь
участков с нефтеотдачей более 60 % (достигающей 105%),
а также менее 10 %, что указывает на значительные перетоки
54
нефти между участками, как зависимость между нефтеотдачей и
плотностью сетки скважин становится очень слабой.
По месторождению Вэссон по семи разрабатываемым участкам
установить зависимость нефтеотдачи от плотности сетки скважин
не удалось, как отмечают авторы [49], по причиине колебания
вязкости нефти и сильной прерывистости пласта. В этих условиях
следовало бы ожидать значительно большей зависимости нефте-
отдачи от плотности сетки скважин, чем по месторождению
Слотер, а она фактически изменяется от 29 до 20 % при плот-
ности сеткой от 6 до 12 га/скв.
По месторождению Келли-Снайдер (участок Сакрок) авторы
бездоказательно предполагают, что уплотнение сетки в 2 раза
(от существующей 21 га/скв) позволит увеличить конечную неф-
теотдачу пласта от 38 до 60 % -
На основании этого довольно странного анализа и предполо-
жений авторы делают совершенно недоказуемый вывод — уплот-
нение сетки скважин в 2 раза на всех месторождениях США
в сочетании с заводнением позволит увеличить извлекаемые из-
пасы нефти на столько, сколько было добыто до сих пор за всю
историю нефтяной промышленности (16 млрд, т), и уже через
2—3 года повысить уровень добычи нефти на 100 млн. т/год.
Этот вывод, бесспорно, является конъюктурным, дезориенти-
рующим и предназначен для неспециалистов с целью обоснования
необходимости повышения цены на нефть из уплотняющих сква-
жин, которая была ниже, чем из скважин на новых месторожде-
ниях.
Как известно, в США средняя плотность сетки скважин сос-
тавляет 7—8 га/скв, а больше половины добычи нефти обеспечи-
вается заводнением и другими методами воздействия.
Наибольшее распространение заводнение в США получило на
хороших месторождениях самого крупного нефтедобывающего
штата Техас. Но по данным 310 месторождений этого штата,
при изменении плотности сетки скважин от 2 до 30 га/скв нефте-
отдача пластов уменьшается несущественно (не более, чем на
3—5 % )• Значительно сильнее зависимость нефтеотдачи от прово-
димости пластов (отношение проницаемости к вязкости нефти).
Снижение ее в 3 раза вызывает уменьшение нефтеотдачи на
10—12 %. Следовательно, на месторождениях, где заводнение уже
применяется, уплотнение сетки скважин не даст ожидаемого
в [49] большого эффекта.
Месторождения нефти, разрабатываемые при режиме истоще-
ния, но по геологе-физической характеристике пригодные для
заводнения, по оценкам специалистов США (Т. Дошер), не превы-
шают 25—30 % (15—17 млрд, т) [44].
Применение заводнения на них позволит увеличить извлекае-
мые запасы нефти не более чем на 3,5—4 млрд, т, т. е. в 4—5 раз
меньше указанных в [49].
Остальные запасы нефти или обладают вязкостью более
50 мПа-с (в основном в штате Калифорния) и непригодны для
55
Рис. 13. Зависимость конечной нефтеот-
дачи пластов т] к от плотности сетки
скважин S при соотношении вязкостей
нефти и воды менее 10, коэффициентах
песчанистости более 0,75, расчлененности
менее 2 и проницаемости пластов 0,6—
2,5 мкм2
обычного заводнения, или расположены в штатах, где нет воды
для этих целей.
3.	Конечная нефтеотдача пластов существенно
зависит от плотности сетки скважин, но в боль-
шей мере от их размещения.
Сильная зависимость конечной нефтеотдачи пластов от разме-
щения скважин по данным конкретных месторождений, приводи-
мая во многих исследованиях, часто имеет совсем другой смысл,
так как устанавливается эффект не от плотности сетки, а от
разделения многопластовых объектов, вовлечения в разработку
разобщенных линз, зон и пропластков специально пробуренными
скважинами.
Существенная зависимость конечной нефтеотдачи пластов со
сложным строением от размещения скважин за последние 15—
20 лет стала фактически общепризнанной. Этому способствовали
специальные симпозиумы по проблеме, проведенные в 60-х годах,
которые показали, что зависимость нефтеотдачи от плотности
сетки скважин очень сложная, особенно в случае прерывистых
и сильно неоднородных пластов.
Для каждого месторождения существует оптимальная сетка
скважин, обеспечивающая наибольший экономический эффект от
извлечения нефти, но определить ее в начальной стадии при огра-
ниченной информации о строении пластов невозможно. Поэтому
рекомендовалось при разработке месторождений применять раз-
реженные сетки с последующим бурением резервных скважин.
В работах [27, 33] показано, что на конечную нефтеотдачу
неоднородных, но гидродинамически единых пластов значительно
большее влияние оказывает расположение скважин относительно
водонефтяных зон, экранов, выклиниваний, линз, контуров неф-
теносности и источников питания (нагнетательных скважин), чем
плотность сетки скважин.
В 70-х годах был выполнен многофакторный анализ влияния
различных факторов на нефтеотдачу пластов для основных место-
рождений Урало-Поволжья (Е. И. Семин, В. К. Гомзиков,
С. А. Кожакин), который показал, что уплотнение сетки скважин
от 60—80 до 20 га/скв увеличивает конечную нефтеотдачу
пластов на этих месторождениях на 12—15 % вследствие их рез-
кой неоднородности, прерывистости и расчлененности и слабой про-
ницаемости, но мало влияет на нефтеотдачу в начальной стадии
разработки, а также в высокопроницаемых слаборасчлененных
пластах (см. рис. 12, 13) [9, 27].
56
На многих месторождениях (Ромашкинское, Мухановское,
Узеньское, Самотлорское и др.) для достижения утвержденной
конечной нефтеотдачи пластов потребовалось или потребуется
пробурить значительно больше скважин, чем ранее предусматри-
валось. В многопластовых объектах Мухановского, Узеньского,.
Ромашкинского, Самотлорского и других месторождений при
различии свойств пластов в 4—5 раз и более слабопроницаемые
пласты при совместной эксплуатации с высокопроницаемыми
пластами практически не дренируются [10, 17, 33]. В высокопро-
дуктивных пластах обнаружены обширные слабопроницаемые
зоны, которые при редких сетках скважин разрабатываются
очень малыми темпами (менее 1—1,5 % в год от запасов). Во
всех этих случаях требуется разделение объектов, бурение допол-
нительных скважин на обособленные пропластки, линзы и слабо-
проницаемые зоны с целью вовлечения их в разработку или
интенсификации добычи. При этом бурение скважин на обособ-
ленные линзы, пропластки и водонефтяные зоны иногда непра-
вильно называется уплотняющим бурением, которое является
фактически вовлекающим в разработку новые запасы нефти.
Весьма показательным примером в этом отношении служит
Самотлорское месторождение. Первоначально объекты этого
месторождения разбуривались по сетке плотностью 49—64 га/скв.
Для двух монолитных пластов БВ«-2 и АВ4_5 такая сетка
скважин, как установлено детальным анализом, оказалась вполне
эффективной, так как активно дренируется весь объем залежей.
Но пласты БВю, АВ2-з, ABi_2 и другие, в разрезе которых кроме
монолитных песчаников имеется до 30—50 % от объема так назы-
ваемых тонкого чередования (ТЧ) и усеченного тонкого чередо-
вания (УТЧ), редкой сеткой скважин дренируются неудовлетво-
рительно. Слабопроницаемые пропластки и линзы ТЧ и УТЧ
вместе с монолитными песчаниками дренировались одной сеткой
скважин лишь на 20—30 % (рис. 14). Как показывают детальные
геологические построения разрезов пластов БВю, БВ£, АВ2_3
и АВь_2, до 70 % объема зон низкой продуктивности и тонкого чере-
дов’ания составляют линзы размером до 500—1000 м, которые при
многорядных (пятирядных) блоках и редких сетках скважин не
охватываются вытеснением и активным дренированием. На рис. 15
показана зависимость коэффициента охвата вытеснением всех
пластов Самотлорского месторождения от системы разработки
и плотности сетки скважин. Как видно, при пятирядных системах
разработки уплотнение сетки скважин от 49 до 15—17 га/скв на
сложно построенных пластах БВ°, АВ2_3 увеличивает охват вы-
теснением на 15—20 %, а конечную нефтеотдачу — на 9—14 %.
Площадные системы в сложно построенных пластах обеспечивают
более высокий охват заводнением (вытеснением), а с уплотне-
нием сетки скважин увеличение охвата меньше, чем при пяти-
Рядных системах. Уплотнение же сетки скважин с одновременным
переходом от пятирядных на площадные системы позволяет по-
57
Рис. 14. Характеристика дренирования пластов ABi (а, б), АВ2-з (е, а) и БВц
(д, е) Самотлорского месторождения различного строения — монолитного (а, в, д)
и усеченного тонкого чередования (б, г, е) в зависимости от эффективной тол
ЩИИЫ (Йэф).
Пласты: 1 — дренируемые; 2 — недренируемые; п — число случаев с конкретной толщиной
N — общее число случаев
высить охват вытеснением сильно неоднородных пластов на 20-
25 %, что вполне рентабельно.
Таким образом, в неоднородно-линзовидных пластах уплотне
ние сетки скважин существенно увеличивает нефтеотдачу (охват
особенно при удачном размещении скважин относительно линз
экранов.
58
Рис. 15. Зависимость коэффициента охвата вытеснением рОхв пластов группы АВ
(а) и группы БВ (б) Самотлорского месторождения от плотности сетки сква-
жин S.
Система размещения скважин: 1 — пятирядная; 2 — площадная
В США, где проблема оптимальной плотности сетки скважин
волновала специалистов с 20-х годов, последняя серьезная по-
пытка найти зависимость конечной нефтеотдачи пластов от плот-
ности сетки скважин была принята в 1967 г. специальной комис-
сией по нефтеотдаче пластов, созданной Американским нефтяным
институтом.
Комиссией были изучены результаты разработки 312 нефтя-
ных месторождений и установлены связи между нефтеотдачей и
параметрами пластов и пластовых агентов как для режима исто-
щения, так и для водонапорного режима. Однако связь между
конечной нефтеотдачей пластов и плотностью сетки скважин ко-
миссии определить не удалось [49]. Объяснить это, по-видимому,
можно тем, что в США на месторождениях с расчлененными, пре-
рывистыми пластами осуществлена очень высокая дифференциа-
ция объектов разработки — на каждый обособленный пропласток
или пробурена своя сетка скважин, или он раздельно эффективно
эксплуатируется добывающими и нагнетательными скважинами
с помощью подземной техники. В результате все объекты само-
стоятельной разработки обладают минимальной неоднородностью,
и для них, как отмечалось, проявляется очень слабая
зависимость нефтеотдачи от плотности сетки скважин.
После этого проблема оптимальной плотности сетки скважин
в США потеряла остроту. Так, в монографиях крупных американ-
ских ученых, посвященных технологии заводнения нефтяных место-
рождений [14], проблема влияния плотности сетки скважин на
нефтеотдачу пластов не нашла отражения совсем, а на практике
стали применяться редкие сетки скважин, двухстадийное разбури-
вание, единые системы разработки для месторождений, заводнение
59
с начальной стадии и другие методы, применяемые в нашей
стране уже многие годы.
На самом крупном американском высокопродуктивном место-
рождении Прадхо-Бей на Аляске, введенном в разработку
в 1977 г. с нефтенасыщенной толщиной пласта более 130 м, мак-
симальный проектный уровень добычи нефти (80 млн. т/год)
достигнут при бурении всего 250 скважин, расположенных на за-
лежи равномерно по сетке 130 га/скв (250 га/скв общей площади
залежи). На второй стадии разбуривания сетка скважин будет
уплотнена до 64 га/скв (800X800 м2). Искусственное площадное
заводнение начато с 1984 г.
Как видно, США понадобилось более 30 лет, чтобы на основе
собственного опыта (не без влияния опыта нашей нефтяной
промышленности) перейти от весьма плотной сетки скважин на
месторождении Ист-Тексас (2 га/скв) до очень редкой сетки
скважин на месторождении Прадхо-Бей.
Принцип разбуривания месторождений первоначально по ред-
кой сетке скважин обладает тем явным преимуществом, что
нефть, нензвлекаемая этой сеткой, не является потерянной, а бу-
дает извлечена из пласта вторичной сеткой или третичным мето-
дами. Тогда как средства, затраченные на бурение лишних сква-
жин, при начальной плотной сетке действительно безвозвратно
потеряны.
В работе [17], а затем в [29] аналогично предлагается опре-
делять оптимальную плотность сетки скважин по максимальной
чистой прибыли. Причем с уплотнением сетки скважин чиста?
прибыль очень резко снижается, вплоть до нуля, а с разрежениеь
сетки снижается очень медленно. Методов определения оптималь
ных сеток скважин для неоднородных пластов в работах [17, 29.
не дано, но из них следует, что в начале разработки опасно пере
уплотнять сетку скважин и вполне допустимо ее сначала разре
жать, а после уточнения строения пластов корректировать i
уплотнять.
Представляют интерес некоторые другие обобщенные сведе
ния о сетках скважин и порядке разбуривания нефтяных место
рождений в США.
Если все разрабатываемые на территории США месторожде
ния условно разделить на «старые» и «молодые», то плотност
сетки на «старых» месторождениях (из которых извлечено боле
50 % начальных извлекаемых запасов) в среднем составляе
около 6 га/скв, на «молодых» (из которых извлечено менее 50 °/
начальных извлекаемых запасов)—порядка 16—18 га/скв. Ха
рактерно также, что большинство крупных месторождений, о
крытых и разрабатываемых давно, разбурены, как правило, на)
более плотными сетками скважин.
Современное состояние с разбуриванием нефтяных месторо:
дений США примерно таково: около 50 % всех месторождеш
разрабатываются при сетке менее 16 га/скв; 37 % — при сет
16—26 га/скв и 13 % месторождений разрабатываются при сет
60
более 26 га/скв. Добывающие скважины на нефтяных месторож-
дениях США размещены в среднем по сетке в 4—5 раз более
плотной, чем на месторождениях Урало-Поволжья.
В последние два десятилетия в США наблюдается явная тен-
денция к разрежению сетки скважин. Средняя плотность сетки
скважин на месторождениях США, введенных в эксплуатацию
в 1950—1957 гг., составляла 15 га/скв; на месторождениях, вво-
дившихся в разработку с конца 50-х годов, стали применять бо-
лее редкие сетки — 30—35 га/скв, а в отдельных случаях и 60—
70 га/скв. Так, например, в 1962 г. 40 % новых месторождений
было раз'бурено по сетке 16 га/скв, 45 % — по сетке 32 га/скв,
некоторые месторождения разбурены по сетке 64 га/скв.
Во многих североамериканских штатах с середины 60-х годов
установлена минимальная плотность сетки скважин новых нефтя-
ных месторождений— 16 га/скв, а максимальная — 64 га/скв.
Большинство нефтяных месторождений США разбуривается
по правильной геометрической сетке и в короткие сроки вводится
в эксплуатацию. В отличие от практики, сложившейся в СССР,
разбуривание нефтяных месторождений в США в прошлом при
плотных сетках осуществлялось одностадийно, т. е. месторождение
сразу же разбуривалось по принятой сетке. Скважины, оказав-
шиеся на непродуктивных участках, ликвидируются или перево-
дятся на другие объекты. При редких первоначальных сетках сква-
жин, как это видно на примере месторождения Прадхо-Бей, про-
водится их уплотнение, осуществляется двухстадийное разбури-
вание.
Таким образом, можно считать в принципе вполне обоснован-
ной и эффективной принятую в нашей стране практику примене-
ния двухстадийного разбуривания первоначально редких сеток
скважин и последующего их избирательного уплотнения с целью
повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличе-
ния конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти.
Пути решения проблемы оптимальной сетки скважин
На основе детерминированных трехмерных, трехфазных матема-
тических моделей, позволяющих моделировать процесс извлече-
ния нефти из неоднородных пластов системой скважин с учетом
всех основных особенностей геологического строения залежей,
свойств пластов и жидкостей, проявления разных сил, механизма
вытеснения нефти, условий эксплуатации скважин, можно опре-
делить (в пределе) целесообразность бурения каждой скважины
в отдельности.
Такие математические модели разработки нефтяных месторож-
дений в 70-х годах созданы в СССР, Франции, США и других
странах.
С появлением таких моделей проблема оптимальной плот-
ности сетки скважин стала уже не научной, а информационно-
экономической и технической.
61
L
Для определения оптимального размещения скважин на неф-
тяном месторождении с использованием детерминированных моде-
лей необходимы три условия:
1)	полная детальная информация из каждой разведочной и
добывающей скважин (полный вынос и всесторонний анализ
керна, гидродинамические промысловые исследования скважин,
изучение свойств жидкостей, точные замеры дебитов нефти, воды
и газа);
2)	мощные, быстродействующие ЭВМ с большой памятью;
3)	конкретный технологический критерий — необходимая (ми-
нимальная), экономически оправданная добыча нефти из одной
скважины за период 5—25 лет.
Практически оптимальное размещение скважин на конкрет-
ном месторождении с использованием детерминированных моделей
осуществляется следующим образом. На основе полной инфор-
мации из разведочных скважин строится геологическая модель за-
лежи с максимально возможной детализацией послойной и зональ-
ной неоднородности пласта. Размещается редкая сетка скважин.
На ЭВМ моделируется процесс извлечения нефти — прогноз пока-
зателей разработки залежей на заданный период времени. Добав-
ляются или исключаются скважины в зонах, вызывающих сомне-
ние технологов. Повторяются расчеты на тот же период.
Дополнительная добыча нефти за счет добавленных скважин
(по сравнению с добычей без них) или потеря добычи за счет исклю-
чения некоторых скважин сравнивается с конкретным критерием
целесообразности бурения скважин. На основе этого принима-
ется решение о числе и размещении первоначальной системы
скважин.
В процессе разбуривания информация из каждой скважины
столь же детальная, как и из разведочных скважин (с полный
выносом керна), вводится в математическую модель на ЭВМ,кото
рая настраивается на историю разработки, и уточняется строение
залежи.
При существенных изменениях представлений о строении за
лежи вносятся коррективы в размещение скважин и расчеты пока
зателей разработки с измененной системой скважин повторяются
И вновь решается вопрос о необходимости и целесообразност
дополнения (или сокращения) системы скважин и их размещена
И так несколько раз в процессе разбуривания.
После завершения разбуривания равномерной редкой сеткор
накопления данных о строении пластов, условиях фильтраци:
нефти и эффективности процесса разработки, адаптации на их ос
нове модели и выявления всех особых (слабодренируемых) 3Oi
процедура прогноза показателей добычи нефти с различным допол
нением системы скважин повторяется. При обнаружении зон, гд
новые скважины дают дополнительную добычу нефти (по сравн,
нию с добычей без них), удовлетворяющую заданному критери
бурения скважин, принимается решение о заложении и буренв
дополнительных скважин.
62
Таким образом, при помощи моделирования и многостадийного
разбуривания достигаются действительно оптимальное число и раз-
мещение скважин, обеспечивающие наиболее полный охват пластов
дренированием и заводнением, а в итоге эффективную разработку
месторождения. В этих условиях дискуссия об оптимальной плот-
ности сетки скважин и стадийности разбуривания месторождений
становится беспредметной.
Такой порядок размещения и бурения скважин — единственно
правильный путь решить проблему оптимизации сетки и избежать
бурения (лишних скважин. Без полной информации из скважин,
характеризующих строение пластов, без детерминированного
моделирования процесса извлечения нефти из них нельзя достиг-
нуть оптимального размещения скважин. Неизбежно будет или
бурение лишних скважин, или оставление в недрах экономически
рентабельных запасов нефти.
Однако обычно после разведки нефтяных залежей имеется
скудная информация о неоднородности пластов, строении, свой-
ствах жидкостей, при которой детерминированное моделирование
и оптимизация размещения скважин не имеют смысла. Поэтому
для решения проблемы оптимального размещения скважин необ-
ходимо прежде всего улучшить изучение строения нефтеносных
пластов во время их разведки и ввода в разработку.
Темп заводнения — нефтеотдача пластов
Проблема влияния темпа разработки нефтяных месторожде-
ний на степень извлечения нефти из недр при заводнении также
одна из самых сложных и трудных в нефтяной промышленности.
Изучению различных аспектов этой проблемы посвящено, пожа-
луй, больше исследований (теоретических, экспериментальных
и промысловых), чем какой-либо другой. Однако в настоящее
время можно констатировать, что, как и 20—30 лет назад, одно-
значного мнеция о влиянии темпа разработки месторождений на
эффективность извлечения нефти, к сожалению, не существует.
Как и прежде, одни специалисты считают, что малые темпы раз-
работки способствуют повышению нефтеотдачи пластов, другие,
наоборот, полагают, что высокие темпы отбора и скорости филь-
трации жидкости увеличивают степень извлечения нефти из недр,
третьи убеждены, что для каждого месторождения необходима
своя оптимальная скорость вытеснения нефти, обеспечивающая
наибольшую нефтеотдачу пластов. А специалисты, занимающиеся
проектированием разработки месторождений, исходя из анализа,
опыта и исследований, в основу всех проектов закладывают усло-
вие независимости нефтеотдачи пластов от темпа разработки.
Причину столь противоречивых представлений можно объяс-
нить тем, что теоретические и лабораторные экспериментальные
исследования касаются лишь скорости фильтрации жидкостей, дви-
жения водонефтяного контакта на моделях линейных однородных
63
I
и неоднородных пористых сред в зависимости от соотношений гидро- ’
динамических градиентов и капиллярного давления. В реальных
условиях разработки месторождений эти факторы неодцозначны, не
поддаются измерению (контролю) во всех точках пластов и неиз-
бежно изменяются по площади и размеру (по объему) залежей
в очень широких пределах — от нуля в застойных зонах до весьма
больших величин на стенках скважин, в крупных порах и трещинах.
Промысловые же исследования отражают зависимость от темпа
заводнения конкретных характеристик разработки месторожде-
ний, таких, как обводнение добываемой продукции (водонефтя-
ной фактор), охват пластов заводнением и текущая нефтеотдача,
связь которых с конечной нефтеотдачей пластов является очень
сложной и остается в значительной мере неопределенной, основан-
ной лишь на расчетах, не замеренной и не проверенной практи-
чески ни на одном месторождении.
Для того чтобы определить, какие же практические следствия
вытекают из этих противоречивых исследований, как их можно
использовать в реальных условиях разработки нефтяных место-
рождений, рассмотрим наиболее характерные позиции по этой
проблеме.
1.	Малые темпы разработки повышают нефте-
отдачу пластов.
Впервые такой вывод был сделан в 1941 г. американским
ученым М. Левереттом на основе экспериментальных исследо-
ваний капиллярной пропитки в гидрофильных пористых средах.
На основании этого им было высказано качественное предположе-
ние, что в реальных неоднородных пластах при малых скоростях
вытеснения нефти водой будет происходить ускоренное вытеснение!
нефти в прослоях с малой проницаемостью и тем самым дости-1
гаться более высокая нефтеотдача пласта. Позднее такие же мне-!
ния высказывались и другими исследователями, в том числе
и советскими, по результатам качественного анализа действие!
капиллярных сил и экспериментального изучения процесса вытес-1
нения нефти водой из трещиновато-пористых сред. В учебнике [16Я
был сформулирован вывод, что, чем медленнее скорость вытес-1
нения нефти водой, тем больший эффект в смысле конечной!
нефтеотдачи можно получить.	я
На основании этих исследований и возникло представлений
что высокие темпы добычи нефти способствуют быстрому прив
рыву воды по высокопроницаемым слоям, уменьшают охват заводе
нением и конечную нефтеотдачу пластов.	3|
В принципе с теоретической точки зрения в неоднородные
нефтеводоносных пластах эффект капиллярной пропитки не вызьш
вает сомнения. Действительно, в чисто гидрофильных неоднороЛ
ных пластах капиллярные силы в определенных условиях могуЯ
способствовать вытеснению нефти из менее проницаемых слоев
и матриц, выравниванию фронта внедрения воды и повышения
охвата пластов заводнением. Но для практической реализаций
этого эффекта необходимо, чтобы при разработке месторождения
64
скорость продвижения водонефтяных контактов была соизмерима
со скоростью капиллярной пропитки. Как показано в работе [33],
даже в чисто гидрофильных пластах капиллярные силы могут
изменить характер заводнения неоднородно-слоистых пластов
лишь при перепадах давления между линией нагнетания и зоной
отбора не более 0,3 МПа (в 15—20 раз меньше практикуемых),
т. е. соизмеримых с капиллярным давлением. При таких депрес-
сиях на пласт у нас разрабатывается единственное месторождение
с газовой шапкой и подошвенной водой (Анастасиевско-Тро-
ицкое). t
Столь малые темпы разработки обычных месторождений для
практики неприемлемы, поэтому из верного вывода о том, что
малые темпы разработки повышают нефтеотдачу пластов, не выте-
кает практических следствий.
Кроме того, капиллярные силы — главная причина остаточной
нефтенасыщенности при заводнении микронеоднородной пористой
среды и снижения коэффициента вытеснения нефти водой.
Поэтому в реальных условиях разработки нефтяных месторожде-
ний воспользоваться эффектом повышения охвата пластов завод-
нением за счет капиллярных сил и тем более получить ощутимый
прирост нефтеотдачи пластов невозможно.
2.	Высокие темпы отбора увеличивают нефте-
отдачу пластов.
К этому выводу впервые пришел Ф. И. Котяхов, который
сформулировал его в докладе «Скорость движения приконтур-
ной воды и нефтеотдача», посвященном развитию научно-
исследовательских работ в области вторичных методов добычи
нефти.
В последующем такие же или аналогичные выводы были сде-
ланы многими исследователями.
Г. К. Максимович в 1954 г. при обосновании физических основ
форсированного отбора жидкости доказывал, что при увеличении
темпа отбора жидкости происходит переток нефти из малопрони-
цаемых пропластков нефти в высокопроницаемые. В результате
подвижность нефти в малопроницаемых участках увеличивается
и повышается нефтеотдача пласта.
Американские ученые Д. Бакуолтер, В. Стайлс и М. Эджер-
тон в 1958 г. сделали совершенно однозначный вывод, что нефтеот-
дача пластов при заводнении уменьшается в случае ограничения
темпа разработки.
Н. Н. Непримеров и А. Г Шарагин, исследуя особенности
внутриконтурной выработки нефтяных пластов Ромашкинского
месторождения, в 1961 г. пришли к наиболее категоричному вы-
воду, что, чем выше перепад давления, тем выше нефтеотдача
пластов и темп их выработки. В это же время на основе анализа
большого фактического материала (12 пластов Грозненского рай-
она, семь месторождений Самарской Луки и Башкирии)
И. Г. Пермяков и Н. С. Гудок утверждали, что, чем выше темп
закачки воды в пласт и отбора жидкости, тем больше конечная
5 Заказ № 281
65
нефтеотдача пласта и что если темпы закачки и отборов сокра-
тить, то произойдет потеря нефти, которую компенсировать
полностью будет практически невозможно даже при условии по- '
следующего увеличения закачки и отборов. Эти выводы под-
тверждены лабораторными исследованиями на естественных .
образцах девонских песчаников Туймазинского месторождения.
В 1965 г. И. Г. Пермяков на основе анализа профилей приемис-
тости нагнетательных скважин Туймазинского месторождения
повторяет ранее сделанный вывод, что с повышением темпов за-
качки коэффициент охвата пласта заводнением увеличивается
и соответственно этому увеличивается коэффициент нефтеотдачи
пласта.
Неоднократно к выводу о том, что более высокие скорости
фильтрации обеспечивают наибольшие коэффициенты нефтеотдачи
пластов Серафимовской группы месторождений, приходили
И. X. Сабиров и И. Я- Юрин. Ими сделана количествен-
ная оценка, что снижение скорости фильтрации в 1,5—2 раза
приводит к уменьшению коэффициента нефтеотдачи от 0,63
до 0,38.
Э.	М. Халимов и Р. М. Юсупов, анализируя опыт интенсивной
разработки южной зоны пласта Д] Шкаповского месторождения,
показали, что с увеличением темпа отбора до 10 % в год выпола-
живается кривая обводненности. Это явление они объяснили тем,
что при увеличении перепадов давлений дренируются менее прони-
цаемые пропластки, которые при обычных условиях не отдают
нефти. На основе этого анализа была сделана практическая
рекомендация — для сохранения достигнутого уровня добычи
нефти по южной зоне необходимо последовательно увеличивать
темпы отбора жидкости.
М. М. Саттаров и И. X. Сабиров по фактическим данным раз-
работки Серафимовской группы месторождений установили за-
висимости конечной нефтеотдачи пластов Д] и Д2 от отношения
скорости фильтрации к корню квадратному из проницаемости. При
самом высоком показателе скорости нефтеотдача обоих пластов
достигает 65 %» тогда как при снижении его в 2 раза по пласту
Д1 нефтеотдача снижается до 40 %, а по пласту Дг — до 20 %.
Положительное влияние высоких темпов отбора на нефтеот-
дачу пластов месторождений Татарии также отмечали многие
исследователи. А. В. Валихановым, Г. Г. Вахитовым, Э. Д. Му-
харским и другими в результате анализа специальных крупных
промышленных экспериментов на Ромашкинском месторождении,
проведенных в 60-х годах, было показано, что метод повышения
давления нагнетания воды (до 20 МПа на линиях нагнетания)
выше начального пластового давления (17,5 МПа) не только по-
вышает темп отбора нефти, но и вследствие наиболее полного
охвата многопластового эксплуатационного объекта заводнением
способствует существенному увеличению коэффициента нефтеот-
дачи Р. Ш. Мпнгареев, А. В. Валиханов, Г. Г. Вахитов,
А. X. Мирзаджанзаде и другие на основе анализа результатов
66
Рис. 16. Зависимость приемистости на-к-
гнетательных скв. 902 (1), 9355 (2) и
823 (3) Ромашкниского месторождения
К от давления нагнетания ру
Рис. 17. Зависимость общей Q и поинтер-
вальной q приемистости от давления на
устье ру нагнетательной скв. 823 Ро-
машкинского месторождения.
1 — ру=26,6 МПа. Q—500 м3/сут; 2 — ру= ▼
=30,6 МПа, Q=500 ма/сут; 3 — ру=38.6 МПа,
(?=650 м3/сут; 4 — ру=41,7 МПа, Q—1250 м3/сут;
5 —ру = 44,1 МПа, Q=2050 м3/сут	‘
исследования нагнетательных скважин при различных давлениях
закачки воды на Ромашкинском месторождении пришли к выво-
дам, что освоение практически всех нефтенасыщенных коллекто-
ров под закачку возможно при забойных давлениях порядка
40 МПа и более, а мероприятия по повышению давления нагне-
тания позволяют повысить добычу не только за счет простого уве-
личения градиента давления в пласте, но и за счет наиболее
полного вовлечения в эксплуатацию ранее не- освоенных воздей-
ствием нагнетания запасов нефти, что создает условия для обес-
печения высокой конечной нефтеотдачи пластов (рис. 16).
В работе [20] подчеркивается, что интенсификация разра-
ботки вообще одна из основных особенностей системы разработки
Ромашкинского месторождения, а основной метод ее осуществле-
ния — уплотнение сетки скважин и увеличение градиентов дав-
ления между зонами нагнетания и эксплуатации.
Эти технологические мероприятия не только повышают темп
отбора извлекаемых запасов, но и за счет лучшего охвата много-
пластового объекта заводнением способствуют существенному
увеличению коэффициента нефтеотдачи (рис. 17).
И. Н. Шустеф и Н. Е. Стадникова на основе анализа разра-
ботки месторождений Пермской области отмечают, что форси-
рованный отбор жидкости может быть эффективным методом
интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи в расчленен-
ных пластах и в случае неньютоновских нефтей.
Увеличение конечной нефтеотдачи по мере возрастания ско-
рости вытеснения нефти водой было получено экспериментально
А. Ж. Гашимовым, А. И. Мамедовым и Д. И. Гасановым.
5*
67
Американские исследователи Д. Страйт, Д, Бенион и К. Азиз
на основе использования трехфазной двумерной численной мо-.
дели и фактических данных месторождения делают вывод, что
увеличение темпа отбора приводит к экономически оправданному1
увеличению конечной нефтеотдачи.
Широкие, разносторонние исследования иоднозначные выводы
о положительном влиянии высоких темпов разработки на конеч-,
ную нефтеотдачу пластов, основанные на фактических данных
месторождений, не противоречат выводам об увеличении нефте-
отдачи пластов при малых темпах разработки в идеализирован-
ных условиях, так как отражают другие реальные эффекты—1
преодоление загрязнения призабойных зон, начальных градиентов
сдвига, неньютоновского характера нефтей, частичной гидрофоб-J
ности коллекторов и др.
Столь определенные фактические результаты, показывающие
эффективность высоких темпов разработки месторождений, обос-
новывают все практические мероприятия, направленные на интен-
сификацию добычи нефти в реальных условиях.
3. Оптимальные темпы разработки обеспечи-
вают наибольшую нефтеотдачу пластов.
Правильная постановка вопроса требует ответа об оптималь-
ном темпе разработки месторождения, а не о скорости вытесне-
ния нефти водой. Эти понятия не являются синонимами. Но, к со-
жалению, нет ни одного исследования, которое устанавливало бы
оптимальный темп разработки какого-либо конкретного место-
рождения.
Первое экспериментальное исследование, которое количест-
венно установило наличие оптимальной скорости вытеснения
нефти водой из двухслойных моделей пористых сред, было вы-
полнено О. Ф. Мартынцивым, В. М. Рыжиком в 1964 г. Ими
была получена оптимальная скорость вытеснения, обеспечиваю-
щая наибольшую безводную нефтеотдачу (вытеснение нефти из
модели к моменту прорыва воды) при различном соотношении
проницаемостей слоев и вязкостей нефти и воды.
При реальном соотношении проницаемости слоев (не более
6—7) оптимум скоростей слабо выражен. Отличие безводного
коэффициента вытеснения при оптимальных и неоптимальных
скоростях несущественно. Во всех случаях неоднородности моде-
лей и вязкостей нефти оптимальные скорости вытеснения должны
быть в 2—4 раза меньше скорости капиллярной пропитки. На этот
факт обычно не обращали внимания, но если для оптимизации
разработки требуются такие малые скорости вытеснения нефти
водой, то она равнозначна консервации месторождений и никогда
не будет эффективной экономически.
И. X. Сабиров в 1969 г. на основе анализа профилей приемис-
тости нагнетательных скважин Серафимовского месторождения
установил оптимальное устьевое давление нагнетания в 8—9 МПа
и сделал вывод, что для девонских пластов, разрабатываемых
с заводнением, увеличение давления нагнетания эффективно лишь
68
до определенного предела, а дальнейшее увеличение давления
закачки приводит к ускоренному обводнению добывающих сква-
жин, сокращению безводного периода эксплуатации и, как след-
ствие, к снижению нефтеотдачи пластов.
Давление нагнетания воды — более конкретная характе-
ристика заводнения пластов, чем скорость вытеснения, но она,
естественно, не отражает еще темпа разработки месторождений,
если не указано давление на забоях добывающих скважин.
Для сравнения отметим, что, согласно работе [20], оптималь-
ное устьевое давление нагнетания воды на Ромашкинском место-
рождении достигает 20—25 МПа. М. М. Саттаров и другие пока-
зали, что при некоторых малых скоростях вытеснения достига-
ются наименьшие коэффициенты вытеснения и выработки,
а с ростом скорости они увеличиваются. Исходя из этого сделана
качественная рекомендация: устанавливать в начальный безвод-
ный период умеренные темпы отбора с постепенным перехо-
дом на максимально возможное увеличение отборов жидкости по
мере обводнения продукции [30].
Г. И. Баренблатт и А. И. Винниченко в результате теорети-
ческого асимптотического анализа условий неравновесной фильт-
рации жидкости в пористых средах, имея две гипотезы о длитель-
ности процесса перераспределения насыщенности, пришли к ка-
чественному выводу о возможной экстремальной зависимости
нефтеотдачи от скорости фильтрации.
В. Г. Оганджанянц и А. А Мац в 1974 г. экспериментально
на одних моделях пласта разной длины (до 2,67 м) при меж-
фазном натяжении между нефтью и водой 47 мН/м установили
наличие оптимума для скорости вытеснения 120 м/год. Для реаль-
ных условий, когда межфазное натяжение составляет 25—30 мН/м,
а пласт частично гидрофобный, по мнению авторов, оптимальная
скорость движения контакта нефти с водой увеличивается до 300—
400 м/год. Определение этих, казалось бы, реально выполнимых
и даже наблюдаемых на практике средних скоростей движения во-
донефтяного контакта тем не менее не решает вопроса об оптими-
зации разработки месторождений. На практике воспользоваться
этой рекомендацией нельзя, потому что вследствие слоистой
и зональной неоднородности пластов, а также отбора жидкости
и нагнетания воды через скважины (дискретные точки) скорость
вытеснения нефти водой в пластах изменяется от нуля в застой-
ных зонах до нескольких сот метров в. сутки вблизи скважин.
Например, при нагнетании 1000 м3/сут воды в скважину, вскрыв-
шей пласт толщиной 20 м, средняя скорость движения воды
в призабойной зоне достигает 500—600 м/сут и более. Тогда как
в зоне пласта между нагнетательной и добывающей скважинами
средняя скорость движения жидкости снижается до 0,5—1,5 м/сут,
т. е. в 500—1000 раз.
Если учесть, что по главным (кратчайшим) линиям тока
в высокопроницаемых слоях скорости движения значительно выше,
а в наименее проницаемых слоях по самым длинным линиям тока
69
во много раз меньше указанных, то скорости движения в ак-
тивно дренируемых зонах в тысячи раз выше, чем в слабодрени-
руемых зонах залежей.
Стремление к указанной оптимальной скорости движения
в слабодренируемых зонах, преобладающих по объему, привело'
бы к непомерной интенсификации разработки залежей в целом
и форсированному обводнению по высокопроницаемым активно дре-
нируемым зонам.
Истинное распределение скоростей фильтрации жидкостей
в неоднородных пластах в систему скважин установить даже тео-
ретически невозможно, так как и на объемы зон с разной ско-
ростью, и на скорости фильтрации жидкости в них влияет бесчис-
ленное множество факторов — изменение физико-геологических
свойств пластов, относительное размещение скважин, направле-
ние потоков жидкостей, изменение фазовых проницаемостей по
мере заводнения, условия эксплуатации скважин, искажение со-
стояния призабойных зон пластов в процессе бурения и эксплуа-
тации скважин и многое другое, что просто не поддается изме-
рению, моделированию и учету. Но, если бы даже удалось изме-
рить, смоделировать и учесть распределение объемов и скоростей
фильтрации жидкости в неоднородных залежах, возникла бы про-
блема определения, в каких зонах и слоях залежей задавать и вы-
держивать оптимальную скорость вытеснения нефти водой,
а в каких отклоняться от нее в большую или меньшую
сторону, чтобы получить минимальное снижение средне-
взвешенной конечной нефтеотдачи пластов. Однозначное реше-
ние такой задачи находится за пределами современных тех-
нических, математических и информационных возможностей. По-
этому вывод об оптимальных скоростях вытеснения нефти водой
не имеет никаких полезных практических следствий.
4. Темп разработки не влияет на нефтеотдачу
пластов.
В условиях рассмотренных противоречивых, иногда исключаю-
щих друг друга результатов исследований, многие из которых не
имеют практических следствий, вывод об инвариантности (незави-
симости) нефтеотдачи пластов от темпа их разработки представ-
ляется наиболее логичными и приемлемым даже исходя из общих
соображений. Однако такой вывод подтвержден также многими
исследованиями.
В 1960 г. на основе анализа соотношения скоростей движе-
ния водонефтяного контакта в двухслойном неоднородном гидро-
фильном пласте, с учетом действия капиллярных сил, было
показано [33], что при реальных перепадах давления между
водонефтяным контактом и зоной отбора (более 0,3 МПа) харак-
тер послойного обводнения пластов всегда будет определяться
соотношением проницаемости слоев (при линейном законе филь-
трации).
В 60-х годах специалисты Гипровостокнефти и других инсти-
тутов, обобщив опыт разработки месторождений- Куйбышевской
70
области, установили принципиальное отсутствие зависимости нефте-
отдачи пластов от темпа разработки по промысловым данным.
По пласту Д] Дерюжевского месторождения в Куйбышевской
области в 60-х годах проводился специальный эксперимент по
выявлению зависимости нефтеотдачи девонского пласта Д от
темпа разработки. Из этого пласта за 10 лет эксплуатации было
отобрано 50 % геологических запасов нефти при средней обводнен-
ности 20,1 %, при этом был достигнут максимальный темп отбора
нефти — около 17% от извлекаемых запасов. Конечный коэффи-
циент нефтеотдачи пласта достиг около 0,7, что является макси-
мально возможной величиной месторождений Куйбышевской об-
ласти.
А. И. Губанов, Б. Ф. Сазонов и В. И. Колганов в 1962 г. на
примере форсирования отбора жидкости на Яблоневском место-
рождении показали, что изменения темпа разработки в широких
пределах не влияют на характеристики заводнения (зависимости
нефтеотдачи пластов от накопленного отбора жидкости). Исходя
из этого, они сделали вывод об отсутствии влияния темпа отбора
жидкости на нефтеотдачу. Если нет условий для конусообразова-
ния, то нет и зависимости между обводненностью добываемой жид-
кости и темпом отбора.
Б. Е. Кисиленко и Ф. А. Кеннави экспериментально, на мо-
дели пласта длиной 1,5 м показали, что при градиентах давления
более 0,01 МПа/м водонасыщенность, а следовательно, и нефте-
отдача пласта, соответствующая определенному водонефтяному
фактору, практически не зависят от градиента давления. Анало-
гичные выводы на основе различных анализов промысловых
данных сделаны во многих работах.
Американские ученые С. Пирсон и Ф. Крэйг, авторитетные
специалисты по заводнению, на основе экспериментальных иссле-
дований доказывают [14], что нефтеотдача зависит от темпа
(скорости) вытеснения нефти водой только в сильнонаклонных
пластах (более 30°). В этих случаях вытеснение нефти водой
снизу вверх при малой скорости подъема контакта может увели-
чить нефтеотдачу пласта по сравнению с горизонтальным пластом,
а при вытеснении сверху вниз только высокая скорость движения
контакта может приблизить нефтеотдачу к величине, достигаемой
в горизонтальном пласте. Для малонаклонных и горизонтальных
пластов Ф. Крейг [14] отмечает, что изменение темпа нагнетания
воды в пласты в 5 раз и более оказывает малое влияние на
нефтеотдачу.
Таким образом, обобщение многочисленных, самых разнооб-
разных по характеру и условиям исследований влияния темпа
извлечения нефти из пластов при заводнении на нефтеотдачу
позволяет утверждать независимость характера заводнения и
нефтеотдачи неоднородных пластов от темпа добычи и темпа
разработки.
Современная разработка нефтяных месторождений высокими
темпами базируется именно на этих концепциях.
71
Рис. 18. Зависимость темпа отбора жидкости Т- (1—4) и нефтеотдачи т] (5) от
накопленного отбора жидкости из пластов т.
Месторождения: / — Константиновское; 2 — Шкаповское; 3 — Туймазинское (пласт Дх); 4 —
Туймазинское (пласт Дц>; 5 —для всех перечисленных месторождений
Темпы добычи (отбора) нефти конкретных месторождений
зависят от геолого-физических особенностей продуктивных плас-
тов, режимов вытеснения нефти, степени истощенности разраба-
тываемого объекта, наконец, от осуществляемой системы завод-
нения. Широкое внедрение активных систем заводнения на нефтя-
ных месторождениях нашей страны позволило обеспечить высокие
темпы разработки, достигающие нередко 10—12 % от началь-
ных извлекаемых запасов, не оказывая влияния на нефтеотдачу
(рис. 18).
Таблица 5
Средние темпы добычи нефти по некоторым районам при разной
степени истощения запасов нефти
Месторождение	Средний темп добычи нефти (в %) при использовании ее запасов (истощении)			
	10	40	70	80
Района А	2,7	4,38	2,8	—
Района В	4,25	4,96	2,6	1,65
Района С	4,8	6,05	3,2	1,92
72
Средние темпы добычи иефти достигали больших значений —
5—6%. При использовании извлекаемых запасов нефти на 40—
45 % (в среднем) начинается снижение темпов добычи нефти.
При истощении запасов на 75—80 % темп отбора становится
в 3 раза ниже максимального (табл. 5).
При неблагоприятных геолого-физических условиях снижение
темпа добычи нефти наступает раньше, при использовании запа-
сов на 20—25 %, а в высокопродуктивных пластах высокие темпы
добычи нефти могут сохраняться до истощения извлекаемых запа-
сов на,50—60 %.
Оптимальная динамика добычи нефти
Динамика добычи нефти — интегрированное отражение при-
родных свойств месторождений и эффективности воздействия
человека на нефтеносные пласты, результат взаимодействия гео-
лого-физических й технологических условий разработки нефтяных
месторождений.
Основными признаками динамики добычи нефти, представляю-
щими интерес для оценки эффективности разработки нефтяных
месторождений, являются:
период и темп роста добычи нефти;
уровень максимальной добычи нефти, в долях от начальных
извлекаемых запасов;
стабильность уровня максимальной добычи;
суммарный отбор нефти к началу падения добычи;
темп снижения добычи нефти;
продолжительность основного периода добычи нефти (отбор
75—85 % запасов);
максимальный уровень и суммарный отбор жидкости из объ-
екта.
Все эти признаки очень важны для технико-экономического
анализа показателей разработки месторождений. Но при опреде-
лении перспектив разработки месторождений наибольшее внима-
ние уделяется второму и третьему признакам. На динамику до-
бычи нефти оказывает влияние множество факторов, которые
можно объединить в следующие группы.
1.	Геолого-физические условия месторождений:
вязкость нефти;
продуктивность и неоднородность пластов;
тип коллектора (песчаник, карбонат, алевролит);
тип залежи (нефтяные, нефтегазовые, водонефтяные зоны).
2.	Метод разработки:
использование естественной энергии пласта;
искусственное воздействие на пласты — заводнение или др.
3.	Система разработки:
вид заводнения (законтурное, внутриконтурное, блоковое);
плотность сетки и размещение скважин;
73
объекты разработки, вскрытие пластов;
перепады давлений между линиями питания и отбора.
4.	Условия реализации процесса:
порядок бурения (выборочное или сплошное);
темп освоения (бурение, строительство промышленных
объектов);
условия эксплуатации обводненных скважин (техника добычи,
ограничение отборов, отключение скважин, форсирование, глуше-
ние пластов, изоляция).
Многие из этих факторов являются постоянными, нерегули-
руемыми, которые надо просто учитывать при расчетах (напри-
мер, все геолого-физические факторы), другие являются априор-
ными (метод разработки, вид заводнения и др.), а некоторые фак-
торы определяются объективно существующими условиями и тех-
ническими средствами (вскрытие пластов, эксплуатация обводнен-
ных скважин).
Самое сильное влияние на все признаки динамики добычи
нефти оказывают четыре регулируемых фактора:
схема размещения добывающих и нагнетательных скважин на
залежи, объекты разработки и плотность сетки скважин;
перепады давлений между нагнетательными и добывающими
скважинами;
порядок бурения скважин на объектах;
темп освоения месторождения, объемы бурения скважин,
строительство объектов сбора и подготовки нефти.
В совокупности эти факторы могут в несколько раз изменять
уровень добычи нефти и определять эффективность разработки
месторождений. Варьировать каждым из этих четырех факторов
можно в очень широком диапазоне, по крайней мере изменять их
можно в 2—4 раза. В различном сочетании они могут обеспечить
теоретически любую динамику, любой темп добычи нефти в пре-
делах основного периода разработки. Поэтому задача определе-
ния конкретной оптимальной динамики добычи нефти на конкрет-
ном месторождении сводится к выбору из очень многих возмож-
ных вариантов одного рационального. Например, при двух
вариантах объектов разработки, трех вариантах плотности сеток
скважин, двух видах заводнения, двух разных перепадах давле-
ния и двух темпах освоения и бурения скважин на объектах воз-
никает около десяти тысяч вариантов добычи нефти, отличаю-
щихся по уровню капитальных вложений и удельных затрат. I
Если же оптимизацию динамики добычи нефти на конкретном .
месторождении проводить с учетом возможной добычи нефти хотя <
бы на нескольких других месторождениях с иными удельными
затратами на добычу, то число подлежащих рассмотрению систем
и условий разработки возрастает до многих сотен тысяч и без
автоматизированной системы базовых данных по разработке
месторождений эта задача практически неразрешима.
Такая автоматизированная система базовых данных разра-
ботки нефтяных месторождений создается в отрасли ВНИИ сов-
74
Рис. 19. Зависимость допустимых, экономически
оправданных минимальных дебита скважины q и
суммарной добычи нефти нз нее за 15 лет Q от
приведенных затрат С
местно с другими институтами. Но, чтобы можно было эффек-
тивно пользоваться этой системой для оптимизации добычи
нефти по отдельным месторождениям, исходя из критерия рацио-
нальности (удовлетворения потребностей в нефти при наимень-
ших затратах и более полным извлечении нефти из пластов),
необходимо еще одно весьма важное условие — наличие надеж-
ной достоверной информации о запасах, строении пластов и пр.
Без этого оптимизация добычи нефти по отдельным месторожде-
ниям будет просто бессмысленна, так как погрешности в опреде-
лении добычи нефти из-за недостаточной информации могут быть
на порядок выше, чем уточнения за счет оптимизационных расче-
тов.
А на практике определение динамики добычи нефти прово-
дится при незначительном числе (обычно три-четыре, не более
десяти) вариантов. Это достигается введением различных ограни-
чений и обязательных условий, вытекающих из практических, тех-
нических возможностей, заданных Капитальных вложений и мате-
риально-технических средств, подготовленной базы для бурения
и строительства, намеченного или необходимого плана добычи
нефти и т. д. Все эти ограничения и условия выражаются в виде
технического задания на проектирование.
Технологические требования к размещению и эксплуатации
скважин, вызванные особенностями залегания нефти в пластах
(подгазовые зоны, водонефтяные зоны, рыхлые коллекторы,
сбросы, нарушения пластов др.), могут ограничить допустимые
перепады давления и депрессии на пласты. И это, естественно,
сразу влияет на максимальный уровень и стабильность добычи
нефти. Обычно технологические требования, обусловленные гид-
родинамическими расчетами, при проектировании достаточно
обоснованно учитываются, и их влияние на динамику добычи
нефти ни у кого возражений не вызывает. Технические ограниче-
ния (характеристика имеющейся техники подъема жидкости,
обустройства месторождений и др.) определяют технологию раз-
работки и динамику добычи нефти.
Для обоснования динамики добычи нефти необходимы четкие
количественные экономические критерии для обоснования целе-
сообразности бурения каждой скважины в отдельности или груп-
пы скважин (рис. 19).
75
Экономика дает пока оценку эффективности различных вари-
антов систем разработки залежей в целом, принимаемых исходя
из геологических, технологических и технических условий. За та-
кой осредненной оценкой систем разработки могут скрываться от-
дельные скважины или группы, в бурении которых не было необ-
ходимости или наоборот.
Необходимы также хотя бы качественные рекомендации на
динамику добычи нефти и выбор систем разработки в зависи-
мости от размера месторождений и расположения их в районах
с падающей добычей или с нарастающей, с большим числом
месторождений или с малым, ввозящих нефть из других районов
или вывозящих и т. п.
Существует неопределенность в применении дорогостоящих ме-
тодов увеличения нефтеотдачи, которые по приведенным затратам
всегда будут хуже, чем заводнение. Если подходить формально, то
все новые методы разработки по экономическим показателям не мо-
гут конкурировать с заводнением и даже с истощением. Но их
применение потребуется в будущем для удовлетворения потреб-
ностей в нефти.
Социально-законодательные требования по охране недр ста-
вят перед разработкой нефтяных месторождений вполне конкрет-
ные ограничения. Нельзя ухудшать качество запасов, т. е. недо-
пустимо вводить в разработку запасы выборочно, неравномерно.
Применять современную технологию разработки, обеспечивать
более полное извлечение нефти из недр и надлежащий контроль
за разработкой возможно только при наличии резерва в добыче
нефти и эксплуатации скважин на умеренных режимах.
Все эти ограничения разработки месторождений обусловли-
вают целесообразность динамики добычи нефти со стабильным
максимальным уровнем.
Отключение обводненных скважин. Прекращение заводнения
При вытеснении нефти из пластов водой обводнение продук-
ции скважин — явление естественное и неизбежное. Вместе с тем
отбор больших объмов воды из добывающих скважин во всех от-
ношениях нежелателен. В связи с этим с самого начала приме-
нения заводнения поднимался и дискутировался вопрос о вели-
чине обводненности скважин внешних рядов, выше которой эксп-
луатировать скважины нецелесообразно, чтобы не увеличивать
водонефтяной фактор. В ранний период применения заводнения,
когда системы заводнения были законтурные при многорядном
размещении добывающих скважин, рекомендовалось выключать
скважины внешних рядов при малой обводненности продукции
(не более 30—50 %) и только скважины стягивающих внутренних
рядов эксплуатировать до предельной обводненности, которая
достигает 97—99 % и зависит от дебита и глубины скважины.
В 40-х и в начале 50-х годов из-за малого опыта заводнения роль
неоднородности пластов в обводнении скважин и залежей была
76
еще полностью не раскрыта, предполагалось равномерное завод-
нение пластов, а за счет отключения скважин с низкой обводнен-
ностью — достижение очень малых суммарных водонефтяных фак-
торов (0,3—0,5).
Анализ особенностей заводнения реальных, зонально и сло-
исто-неоднородных пластов в конце 50-х — начале 60-х годов и
применение блоковых малорядных систем разработки месторож-
дений Куйбышевской области [|33] позволили обосновать необхо-
димость эксплуатации и внешних рядов скважин до высокой об-
водненности добываемой продукции (80—90 %), при которой
охват заводнением зон дренирования достигает 40—70%. Опыт
разработки Поволжья также показал, что при выключении мало-
обводненных скважин внешних рядов в сильно неоднородных пла-
стах скважины стягивающих рядов не могут обеспечить эффек-
тивного дренирования их зон, вследствие чего остаются нефтяные
целики. Эти принципиальные положения были подтверждены
также опытом разработки месторождений в Татарии, Башкирии, За-
падной Сибири. В настоящее время при применении преимущест-
венно пяти- и трехрядных систем разработки рекомендуется экс-
плуатацию скважин внешних рядов продолжать до обводненности
80—90%, а внутренних — до предельной (97—99%). Практика
также показала экономическую целесообразность эксплуатации
скважин до высокой обводненности. Но при этом водонефтяные
факторы резко возрастают (до 3—4 м3/м3 и более).
Однако имеются примеры, когда консервация добывающих
скважин внешних рядов при малой степени обводненности добы-
ваемой продукции приводила к повышению эффективности раз-
работки [29]. Например, при разработке пласта Дп Дмитровского
месторождения скважицы отключали при обводненности до 15—
20 % и перекладывали добычу нефти с обводняющихся на безвод-
ные скважины, расположенные в сводовой части залежи. В резуль-
тате этого 30 % наиболее высокодебитных сводовых фонтанных
скважин обеспечили 70 % суммарного отбора нефти по пласту,
а 35 % малодебитных обводненных краевых насосных скважин —
всего 1 %.
Такая по сути дела «скрытая» консервация всех обводненных
скважин обеспечила очень малую обводненность добываемой
жидкости. К моменту отбора 50 % извлекаемых запасов нефти
обводненность добываемой продукции в этот момент не превы-
шала 3 % • При этом определенная балансовым методом нефтеот-
дача в промытой части пласта оказалась равной 64 %, что пре-
вышает запланированную конечную величину. Это указывает на
то, что охват пластов по толщине заводнением достигал 90—
100%, а фронт вода — нефть был близок к вертикальному. Од-
нако следует подчеркнуть, что такое перекладывание добычи
нефти с обводненных скважин на безводные возможно только
в высокопродуктивных однородных пластах и при наличии опре-
деленного запаса мощности в системе разработки, который повы-
шается с повышением интенсивности системы заводнения.
77
Аналогичная технология регулирования процесса разработки
проводилась и была также эффективной по пласту Бе Самотлор-
ского месторождения. Что касается полного охвата заводнением
пластов по толщине и вертикального водонефтяного фронта, то
это необычное явление обусловлено спецификой строения пластов
и проявления капиллярных процессов — высокой гидрофиль-
ностью, микронеоднородностью и удельной поверхностью порис-
той среды при малой макронеоднородности пластов.
При искусственном заводнении месторождений естественно
возникает вопрос о том, когда надо его прекращать: в самом
конце разработки месторождений вместе с прекращением добычи
нефти пли раньше? Этот вопрос в принципе чисто технический.
После того как из пласта извлечены основные запасы нефти,
прекращение заводнения, снижение пластового давления ниже дав-
ления насыщения, вплоть до частичного разгазирования нефти
в пласте с технологической стороны не противопоказано, а даже
желательно, если технические средства позволяют эксплуатировать
обводненные скважины со свободным газом на их забоях и поддер-
живать экономически рентабельный темп добычи нефти.
Практически же на всех месторождениях Урало-Поволжья
искусственное заводнение залежей, особенно внутриконтурное,
продолжается до конца их разработки, так как отбор высокооб-
водненной жидкости из скважин при низких пластовых давлениях
весьма затруднен. Это же наблюдается и при заводнении зарубеж-
ных месторождений.
Совершенно необходимое с экономической точки зрения (рен-
табельности) форсирование отбора жидкости на поздней стадии
разработки требует поддержания высоких пластовых давлений.
Однако вопрос о целесообразности прекращения заводнения за-
лежей должен решаться гидродинамическими н экономическими
расчетами, сравнением повышения нефтеотдачи и соответствую-
щих затрат при продолжении заводнения и форсировании отбора
жидкости и при прекращении заводнения и разгазировании нефти
в пласте.
Заводнение нефтегазовых залежей
Разработка нефтегазовых залежей методом заводнения значи-
тельно сложнее, чем чисто нефтяных залежей, ввиду высокой под-
вижности газа в газовых шапках и срыва эксплуатации добываю-
щих скважин после прорыва в них свободного газа.
Начало внедрения в практику разработки методов заводнения
нефтегазовых залежей относится к 50-м годам. Наиболее рас-
пространенными можно считать обычное законтурное заводнение,
барьерное заводнение, т. е. отделение нефтяной части залежи от
газовой, и сочетание барьерного заводнения с законтурным. Выбор
того или иного способа заводнения нефтегазовых залежей опре-
деляется геолого-промысловой характеристикой залежи, и в пер-
вую очередь продуктивностью и наклоном пласта, толщиной
78
нефтенасыщенной части пласта, физическими свойствами пласто-
вых агентов, а также размерами газо- и нефтенасыщенных частей
залежи.
Пример эффективного применения законтурного заводнения —
разработка нефтегазовой залежи пласта Б! Жирновского место-
рождения. Эта нефтегазовая залежь характеризуется небольшим
размером газовой шапки (около 3,5 % от объема нефтенасыщен-
ной части залежи), большими углами падения пласта на крыльях
(от 15 до 40°), высокой проницаемостью коллектора (0,8—
1 мкм2,), малой вязкостью нефти (<0,8 мПа-c). Применение закон-
турного заводнения на этой залежи с 1953 г. обеспечило отбор
более 90 % от суммарно добытой нефти фонтанным способом и
конечную нефтеотдачу порядка 70%.
Один из недостатков применения только законтурного завод-
нения при разработке нефтегазовых залежей — длительная кон-
сервация свободного газа в газовых шапках, что нерентабельно
при больших запасах газа.
Более эффективный метод заводнения нефтегазовых залежей —
барьерное заводнение, заключающееся в закачке воды в газовую
шапку над газонефтяным контактом и разделении газа и нефти
водой. Вода, растекаясь вдоль контакта, препятствует прорыву
газа в добывающие скважины и, кроме того, препятствует вторже-
нию нефти в газовую зону залежи. Применение барьерного за-
воднения позволяет осуществлять одновременную добычу нефти
из нефтенасыщенной части залежи и газа из газовой шапки.
В чистом виде барьерное заводнение применяется у нас при
разработке нефтегазовых залежей Восточно-Сусловского и Кали-
новско-Новостепановского месторождений. Газовые шапки этих
залежей имеют значительные размеры (по залежи Восточно-Сус-
ловского месторождения газонасыщенный объем равен объему
нефтенасыщенной части). Тем не менее применение барьерного за-
воднения позволяет ожидать значительное повышение нефтеотдачи
по сравнению со способом разработки без барьерного заводнения.
, Наиболее удачный пример применения барьерного заводнения
в мировой практике — разработка месторождения Адена (США,
штат Колорадо). Нефтегазовая залежь этого месторождения
имеет значительную газовую шапку, отношение площади нефте-
насыщенной части к газонасыщенной составляет 1,8. После трех
лет разработки в 1957 г. на залежи начали внедрять барьерное
заводнение. Это привело к снижению газовых факторов в добыва-
ющих скважинах, увеличению добычи нефти, а кроме того, позво-
лило с 1962 г. ввести в разработку газовую шапку.
Кроме этого месторождения барьерное заводнение в сочетании
с законтурным применяется в США еще на пяти крупных за-
лежах.
Пример применения барьерного заводнения совместно с за-
контурным— разработка нефтегазовой залежи пласта Б1 Бах-
метьевского месторождения. Это позволило стабилизировать до-
79
бычу нефти, отобрать газ из газовой шапки, повысить нефтеот-
дачу на 7% и сократить сроки разработки.
Примером высокоэффективной разработки нефтегазовой за-
лежи без искусственного заводнения может служить Анастасиев-
ско-Троицкое месторождение с проницаемостью пласта более
2 мкм2 и вязкостью нефти менее 0,5 мПа-с. При плотной сетке
скважин и умеренных отборах нефти и газа обеспечиваются посте-
пенный подъем водонефтяного контакта и опускание газонефтя-
ного контакта.
Однако рассмотренные способы разработки нефтегазовых за-
лежей применимы при высокой проницаемости пластов и малой
вязкости нефти. При слабопроницаемых пластах требуются дру-
гие системы. Во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследователь-
ском институте (А. К. Курбанов и др.) был предложен способ
разработки нефтегазовых залежей, пригодный для слабопроница-
емых пластов с широкими подгазовыми частями. При этом спо-
собе один ряд нагнетательных скважин располагается вдоль
внешнего контура газоносности и вода закачивается по всей тол-
щине пласта, что обеспечивает разобщение нефтяной и газонеф-
тяной частей. Следующий ряд отрезающих нагнетательных сква-
жин располагается несколько ниже внутреннего контура газонос-
ности, что обеспечивает разобщение подгазовой и газонасыщенной
частей залежи. Изолированная таким образом подгазовая часть
нефтяной залежи, содержащая нефть и свободный газ, разраба-
тывается самостоятельно системой скважин. Такая система раз-
работки была реализована на нефтегазовой залежи пласта Л2-з-
Самотлорского месторождения, оказалась вполне эффективной по
ограничению притока газа в добывающие скважины из газовой
шапки.
Однако этот способ разработки не подходит для сложных
нефтегазовых месторождений Западной Сибири со слабопродук-
тивными пластами и тонкими нефтяными слоями. Без успешного I
решения вопросов разработки таких нефтегазовых залежей будет |
невозможно обеспечить устойчивую добычу нефти. В настоящее 1
время	испытываются или изучаются несколько технологий разра- Я
ботки	подобных нефтегазовых залежей.	и
Заводнение нефтяных залежей	з
с трещиновато-кавернозными коллекторами	?
Месторождения с карбонатными кавернозно-поровыми трещи- 
новатыми коллекторами при прочих одинаковых условиях разра- Л
батываются методом заводнения с меньшей эффективностью, чем 
месторождения с терригенными коллекторами. Достигаемая неф- Я
теотдача их на 5—20 % ниже, чем в песчаных пластах.	я
Это объясняется тем, что, как отмечалось, карбонатные кол- Я
лекторы характеризуются значительно более сложной структурой Я
порового пространства. Если для большинства терригенных кол- Я
лекторов характерна межзерновая пористость, то для карбонатных Я
80
коллекторов наряду с межзерновой значительную, а иногда и ре-
шающую роль в отношении фильтрационных свойств играют тре-
щины, каверны, пустоты выщелачивания. В результате этого они
обладают более высокой их неоднородностью и изменчивостью
смачиваемости.
Однако на некоторых месторождениях в нашей стране впервые
в мировой практике была показана эффективность заводнения
месторождений с такими коллекторами. Одной из первых залежей
с карбонатным кавернозно-трещиноватым коллектором, разраба-
тываемых с 1950 г. с заводнением, была залежь в пласте А4 баш-
кирского яруса Покровского месторождения, которая практически
изолирована от водоносной области. При вязкости нефти 1,5—
1,8 мПа-с и средней проницаемости пласта 1 мкм2 приконтурное
искусственное заводнение залежи обеспечило конечную нефтеот-
дачу более 55%. Без заводнения залежи по расчетам конечная
нефтеотдача не превышала бы 20—22 % • Заводнение позволило
достигнуть высоких темпов добычи нефти (до 7—8 % в год от
запасов) {33].
На месторождении Карабулак-Ачалуки коллекторами нефти
являются трещиноватые известняки верхнемеловых отложений.
Емкостью коллектора и проводником нефти к скважинам являются
в основном трещины и иные пустоты вторичного происхождения.
Среднее значение полной пористости матрицы 2,5—5%. Коэффи-
циент трещиноватости (вторичной пористости) в среднем
0,5—1,2 % от общего объема залежи. Средняя проницаемость
пласта по промысловым данным 0,040 мкм2.
На этой залежи осуществляется поддержание пластового
давления приконтурным заводнением. Пробурена довольно ред-
кая сетка скважин—78 га/скв. Фактический коэффициент нефте-
отдачи 0,63—0,66. Заводнение позволило достигнуть значитель-
ных темпов отбора от промышленных запасов фонтанным спо-
собом.
Речицкое месторождение нефти многопластовое. Продуктивные
пласты залегают в подсолевых и межсолевых отложениях девона.
Более 50 % запасов падает на подсолевую залежь семилукско-бу-
регского горизонта, представленную известняками и доломитами.
Коллектор кавернозно-трещиновато-пористый. Средняя открытая
пористость 5—10%, проницаемость, определенная по керну,
0,010 мкм2, по промысловым данным порядка 0,30 мкм2. Разра-
ботка залежи осуществляется с поддержанием пластового давле-
ния закачкой воды в приконтурные скважины. Плотность сетки
скважин составляет 68 га/скв.
Достигнуты высокие темпы разработки (до 13 % от извлекае-
мых запасов) и коэффициент нефтеотдачи заводненной зоны
(0,48—0,51).
Исходя из накопленного опыта, к основным мероприятиям,
способствующим повышению эффективности заводнения трещи-
новато-пористых карбонатных коллекторов, относятся:
глубокие солянокислотные обработки;
6 Заказ № 281
81
частичное разгазирование нефти в пласте с последующим пере-
ходом на режим вытеснения нефти закачиваемой водой;
циклическое заводнение с переменой фильтрационных пото-
ков в пласте;
размещение скважин с учетом преобладающих направлений
в ориентации трещин;.
применение для закачки воды и добычи нефти горизонтальных
и многозабойных скважин.
Заводнение залежей с аномальными свойствами нефтей
В последние годы в нашей стране были открыты месторожде-
ния с аномальными свойствами нефтей, которые выражаются
в высоком содержании парафина и смолистых веществ, что
обусловливает их вязкопластичность, структурно-механические
свойства и др. Наиболее характерны из них месторождения Узень-
ское, Карамандыбасское, Арланское и некоторые другие. Исследо-
вания, проведенные во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследо-
вательском институте (Г. Ф. Требин), показали, что к месторож-
дениям, с аномальными свойствами нефтей можно отнести около
25 % всех месторождений страны, в которых сосредоточено до
20 % запасов нефти. Значительная часть этих месторождений на-
ходится в Урало-Поволжье, где широко применяются различные
методы заводнения.
Для месторождений с аномальными свойствами нефтей вна-
чале использовали те же методы заводнения и системы разра-
ботки, что и для месторождений с обычными маловязкими и мало-
парафинистыми нефтями. Однако механический перенос на них
опыта разработки обычных нефтяных залежей не был обосно-
ванным.
Исследования, проведенные для условий разработки Узень-
ского месторождения (С. В. Сафронов, Е. В. Теслюк), показы-
вают, что использование при внутриконтурном заводнении холод-
ной воды (10—20 °C) приводит к охлаждению нефтенасыщенных
пластов, выпадению в пористой среде из нефти растворенного
в ней парафина и в конечном счете к уменьшению конечной неф-
теотдачи пластов на 9—12 % по сравнению с нефтеотдачей при
поддержании пластовой температуры (45 % )• Даже незначи-
тельное разгазирование нефти в пластах отрицательно сказы-
вается на продуктивности скважин и нефтеотдаче пластов.
Высокопарафинистые и вязкопластичные нефти некоторых
месторождений в пластовых условиях достаточно подвижны. Это
объясняется влиянием растворенного в них газа и высокой плас-
товой температурой. В этих случаях, в отличие от обычных место-
рождений, недопустимо разгазирование нефти в пласте. В прак-
тике разработки залежей нефти известны факты, когда внешние
контуры нефтеносности не перемещались даже при законтурном
заводнении с очень большими градиентами давления (Узеньское,
82
XVII горизонт, Покровское, пласт Бг, Туймазинское и Арланское,
отдельные площади, Речицкое и др.).
Одна из причин малой подвижности внешних контуров нефте-
носности заключается в изменении реологических свойств нефти
на контакте с водой в приконтурных зонах нефтяных залежей. Эти
изменения особенно проявляются на залежах со значительной
площадью водонефтяных зон и большим этажом нефтеносности.
Нефть на водонефтяном контакте окисляется пластовой водой,
в ней увеличивается содержание асфальтосмолистых веществ,
образуется структуры коагуляционного типа. Такие нефти при-
обретают неньютоновские свойства и фильтруются в пористой
среде с отклонением от законов гидродинамики.
Применение законтурного заводнения неэффективно для раз-
работки залежей с аномальными свойствами нефтей и для зале-
жей с утяжеленной нефтью повышенной вязкости в приконтурных
зонах. В процессе разработки таких залежей нецелесообразно
вытеснять нефть от периферийных зон к центральным. Для них
необходимо поддержание не только давления, но и пластовой тем-
пературы, а еще лучше повышение ее. Вследствие указанных при-
чин на Узеньском месторождении в крупном масштабе осущест-
вляется внутриконтурное заводнение горячей водой. В основные
продуктивные пласты закачивается более 40 млн. м3/год горячей
воды. На других месторождениях с аномальными свойствами
нефтей в дальнейшем, видимо, также необходимо применение
тепловых методов разработки.
Особенности разработки водонефтяных зон залежей
Значительная часть запасов нефти месторождений сосредото-
чена в водонефтяных зонах. Так, например, на Туймазинском ме-
сторождении они содержат до 25 % от общих запасов, на Арлан-
ском — до 35 %, на Шкаповском'—до 50%, на Ромашкинском —
до 21 %, на залежи пласта А4 Самотлорского месторождения —
более 75 % и т. д. Поэтому эффективность разработки месторож-
дений в целом во многом зависит от эффективности разработки
водонефтяных зон.
Отличительная особенность процесса разработки водонефтя-
ных зон в монолитных пластах — то, что течение нефти и воды
в них носит сложный пространственный характер. Подошвенная
вода поднимается конусом к интервалу перфорации, ввиду чего
имеет место обводнение скважин до предельной обводненности
при слабой выработке пластов. Разработка водонефтяных зон тре-
бует также особых технологических условий по сравнению с раз-
работкой чисто нефтяных частей залежи — надежного чистого
вскрытия пластов, установления ограниченных или высоких де-
прессий на пласт и др. Эффективность разработки нефтяных зале-
жей, имеющих обширные водонефтяные зоны, оказывается по-
этому ниже, чем у залежей с небольшими зонами. Из залежей
с широкими водонефтяными зонами добываются, как правило,
6*
83
Рис. 20. Зависимость нефтеотдачи
пластов т) месторождений Урало-По-
волжья (/—11) от относительных за-
пасов нефти водонефтяных зон (QBH3)
на момент отбора жидкости т=0,5 и
0,75 объема пор.
Вязкость нефти по месторождениям — 0,7—
3,7 мПа-c, проницаемость — 0,135—0,45 мкм',
коэффициент песчанистости — более 0,7
большие объемы попутной воды, а конечная нефтеотдача оказы-
вается более низкой, чем для чисто нефтяных зон (рис. 20).
В отечественной нефтяной науке и практике накоплен большой
теоретический и фактический материал по изучению таких вопро-
сов, как условия образования и устойчивости конусов подошвен-
ной воды, совместное течение нефти и воды к скважинам в изо-
тропном пласте, создано несколько расчетных методик, позволяю-
щих решать задачи проектирования и анализа, вопросы прогнози-
рования разработки водонефтяных зон с учетом их специфики —
осложнения пространственного течения нефти и воды и гидроди-
намического несовершенства скважин.
В практике разработки залежей с водонефтяными зонами
взято направление на обеспечение этих залежей активным авто-
номным воздействием, обеспечивающим развитие (преобладание)
послойного течения жидкостей в условиях неоднородных расчле-
ненных коллекторов.
Опыт разработки водонефтяных зон позволяет выделить за-
лежи следующих типов и рекомендуемые для них системы раз-
работки:
залежи с относительно малыми водонефтяными зонами, не бо-
лее 20—25 % площади, типа пласта В2 Губинского и Стрельнен-
ского месторождений; они не требуют бурения специальных добы-
вающих скважин в водонефтяных зонах;
залежи с большой водонефтяной зоной, до 40—50 % площади,
на которых необходимо размещать самостоятельные добывающие
скважины без специального заводнения их, с использованием об-
щей системы законтурного заводнения (пласт Д1 Бавлинского,
Серафимовского и других месторождений);
залежи, имеющие обширные водонефтяные зоны, более 50 %
площади (пласт Д1 Туймазинского, Шкаповского, Ромашкинского,
пласт А4-5 Самотлорского месторождений и др.). Это обычно
такие нефтяные месторождения, размеры 'Водонефтяных зон
которых требуют специального подхода к их разработке. На этих
залежах отдельные участки водонефтяных зон должны быть отре-
заны от нефтяной части залежи и разработка их должна прово-
диться самостоятельно.
Практика показала, что разработка обширных водонефтяных
зон самостоятельной сеткой скважин с автономным заводнением
84
позволяет значительно улучшить показатели извлечения нефти
по сравнению с теми, какие были достигнуты при законтурном за-
воднении.
Из табл. 6 видно, например, что из двух залежей (горизонт Дг
Серафимовского и Шкаповского месторождений) со сходным гео-
логическим строением лучшие показатели достигнуты по водонеф-
тяной зоне Шкаповского месторождения, разработка которой про-
водилась с автономным заводнением.
Таблица 6
t
Показатели разработки водонефтяиых зон Шкаповского и Серафимовского
месторождений
Показатели	Серафимовское	Шкаповское
Плотность сетки скважин в водонефтяной зоне, га/скв Конечная нефтеотдача	40—50 0,4	40—70 0,4—0,55
Тем не менее показатели разработки водонефтяных зон оста-
ются значительно ниже показателей, достигаемых на чисто неф-
тяных участках залежей. Ухудшение показателей разработки во-
донефтяных зон связано также с более редкой сеткой скважин,
по которой разбуриваются обычно водонефтяные зоны, по сравне-
нию с чисто нефтяными зонами.
Для повышения эффективности разработки обширных водо-
нефтяных зон представляется целесообразным:
обеспечивать водонефтяные зоны больших размеров самостоя-
тельной системой добывающих и нагнетательных скважин, т. е.
выделять их в самостоятельные объекты разработки;
размещать скважины с плотностью сетки не меньшей, чем
в чисто нефтяной части залежи;
изменять направления потоков жидкости, осуществлять цикли-
ческую закачку воды, водогазовых смесей и другие мероприятия
с целью повышения охвата заводнением.
Влияние геолого-физических и технологических факторов
на эффективность заводнения нефтяных залежей
Эффективность процесса вытеснения нефти водой из нефте-
носных пластов зависит от их геолого-физических свойств,
от свойств воды и нефти и условий извлечения. Как показывает
опыт разработки нефтяных месторождений, на показатели извле-
чения нефти из пластов при заводнении наиболее сильное влияние
оказывают:
соотношение вязкостей нефти и воды;
85
неоднородность пластов по проницаемости, средняя прони-
цаемость и расчлененность;
температура пласта;
относительные размеры водонефтяных зон;
микронеоднородность пористой среды, нефтенасыщенность и
капиллярные силы;
плотность сетки скважин;
система заводнения.
По основным месторождениям Урало-Поволжья (более 50 объ-
ектов) методом многофакторного анализа было изучено влияние
этих факторов на нефтеотдачу пластов при их заводнении [9, 27].
Эти месторождения (объекты), приуроченные к терригенным кол-
лекторам, находились на поздней стадии разработки с высокой
обводненностью продукции и разрабатывались на водонапорном
режиме.
Средние значения некоторых геолого-физических параметров
по выбранным объектам приведены ниже.
Проницаемость коллекторов, мкм2 ............................. 140—3200
Гидропроводность пластов, мкм2-см/(мПа-с) .................... 20—1100
Подвижность нефти в пластовых условиях, мкм2/(мПас) ..... 0,06—1,46
Коэффициент песчанистости.....................................0,32—0,94
Вязкость пластовой нефти, мПа-с............................... 0,4—42,3
Из 50 исследованных объектов 18 разрабатываются при вну-
триконтурном заводнении, 15 — при законтурном заводнении и
17 — в условиях естественного водонапорного режима. Средняя
плотность сетки добывающих скважин в пределах начального кон-
тура нефтеносности по разным объектам составляет от 10
до 70 га/скв.
Относительное влияние указанных факторов на нефтеотдачу
пластов при характерных для месторождений Урало-Поволжья
диапазонах изменения этих параметров показано ниже.
Фактор
Его влияние
на нефтеотда -
чу*, %
Соотношение вязкостей нефти и воды 1—>-25.................... —21,1
Средняя проницаемость 0,15—>-2,5 мкм2........................... +15,4
Температура пласта 25->75°С	.............................. +7
Эффективная нефтенасышенная толщина 3->20 м.................. +6
Коэффициент песчанистости 0,55->0,95......................... +6
Относительные запасы водонефтяной зоны 25-Ч00 %.............. —5,6
Нефтенасыщенность 0,75->0,95 . '................................. +3,6
Плотность сетки скважин 10—>-60 га/скв....................... —3
Система заводнения (естественное заводнение-Яблокова я система) +2,2
Темп разработки (добыча жидкости от геологических запасов)
2,5-^7,5 %....................................................... +0,6
«+» и «—»— увеличение и уменьшение нефтеотдачи соответственно.
86
Рис. 21. Зависимость нефтеотдачи пла-
стов Г] от отношения вязкостей нефти и
воды цо на момент обводнения добывае-
мой продукции на 95 %.
Месторождения: 1 — Куйбышевской области,
проницаемость более 1,3 мкм2, коэффициент
песчанистости более 0,73; 2 — Казахстана, про-
ницаемость более 0,5 мкм2
относительное влияние на
По диапазону изменения
каждого параметра (фактора)
и нефтеотдаче пласта можно
получить представление об от-
носительном влиянии факто-
ров на нефтеотдачу. В абсо-
лютном выражении увеличение
вязкости нефти в 25 раз сни-
жает нефтеотдачу пластов бо-
лее че{4 на 20 % (рис. 21). Та-
ким же сильно изменяющим
нефтеотдачу фактором являет-
ся и средняя проницаемость
пластов, изменение которой
в 16—17 раз обусловливает из-
менение нефтеотдачи на 15%.
Но в относительном выражении
влияние на нефтеотдачу пла-
стов других факторов оказыва-
ется даже более существен-
ным. Увеличение температуры
пласта в 3 раза вызывает по-
вышение нефтеотдачи на 7 %
или на 2,3 % при каждом од-
нократном ее увеличении, тог-
да как увеличение соотноше-
ния вязкостей нефти и воды
на единицу снижает, а увели-
чение средней проницаемости
пласта на единицу повышает
нефтеотдачу пластов менее чем
на 1 %. Примерно такое же
отдачу пластов оказывают нефтенасыщенная толщина и отно-
сительные запасы нефти в водонефтяных зонах. Очень силь-
ное относительное влияние на нефтеотдачу пластов оказывают
песчанистость (неоднородность по толщине) и нефтенасыщенность
пластов. Увеличение этих параметров на 10—20 % повышает
нефтеотдачу пластов на 2—3,5 % (рис. 22).
Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу пластов за-
висит от их расчлененности (песчанистости). В монолитных пла-
стах влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу несущест-
венное, а в расчлененных пластах значительное.
Темп разработки нефтяных залежей при заводнении, если
исключить влияние других факторов, оказывает слабое положи-
тельное влияние на нефтеотдачу (рис. 23). Однако для разных
объектов разработки прослеживается очень сильная зависимость
нефтеотдачи пластов за основной период от темпа разработки
независимо от вязкости нефти. На объектах, разрабатываемых
высокими темпами (2,5—5% от балансовых запасов в год), при
87
Рис. 22. Зависимость нефтеотдачи пластов ч от коэффициента песчанистости kn,
отражающего неоднородность, к моменту обводнения добываемой продукции на
90 % (данные 28 залежей, с соотношением вязкостей нефти и воды 3—16 и про-
ницаемостью пластов 0,1—0,45 мкм2)
соотношении вязкостей нефти и воды 0,6—4,5 достигнута наиболее
высокая нефтеотдача 'пластов за основной период (50—63 %),
тогда как при темпах разработки 1,2—1,8 °/0 от балансовых запа-
сов и соотношении вязкостей нефти и воды 1,7—34 нефтеотдача
составляла 28—35 %  Естественно, на нефтеотдачу пластов оказы-
вали влияние другие факторы, но установить отрицательное влия-
ние темпа разработки на нефтеотдачу пластов по этим данным
невозможно (рис. 24).
Так как на характер обводнения нефтяных залежей в процессе
их разработки наибольшее влияние оказывает вязкость пластовой
Рис. 23. Зависимость нефтеотдачи
пластов ч от темпа добычи нефти Тн
за основной период разработки (дан-
ные 46 залежей Урало-Поволжья)
Рис. 24. Зависимость использования
(выработанности) извлекаемых запа-
сов if от темпа добычи нефти Тн за
основной период разработки
88
Рис. 25. Осредненные зависимости тем-
пов добычи нефти 7н и обводненности
добываемой продукции Ьв от нефтеот-
дачи пластов 1] при различной вязкости
нефти.
/, /' — соответственно темп добычи н обвод-
ненности для объектов с вязкостью нефти
Цн=0,4—2,5 мПа-с; 2, 2' —то же, цн—2,5—
5 мПа-c; 3, 3' — то же, цн=5—40 мПа-с
Рис. 26. Осредненные зависимости
нефтеотдачи ц от относительного от-
бора жидкости из залежей т.
Залежи: 1 — с вязкостью нефти цв=0,4—
2,5 мПа-с; 2 —то же, цн=2,5—5 мПа-с;
3 —то же, цн=5—40 мПа-с
нефти, рассматриваемые объекты были разделены на три группы.
В первую группу включены объекты с вязкостью нефти в пла-
стовых условиях 0,4—2,5 мПа-c, во вторую — 2,5—5 мПа-с,
в третью — 5—42 мПа-c. При нефтеотдаче 15 % от начальных
балансовых (геологических) запасов средняя обводненность про-
дукции по первой, второй и третьей группам объектов соответ-
ственно составляет 5, 11 и 34 %, при нефтеотдаче 30 % —соответ-
ственно 19, 39 и 80 % (рис. 25).
Эффективность процесса вытеснения нефти водой по промыс-
ловым данным выражается так называемыми характеристиками
вытеснения нефти водой.
Наиболее точно процесс вытеснения нефти из пласта водой
отражает зависимость вида т}=/(т), где ц— текущая нефтеот-
дача, а т — отношение объема отобранной из залежи жидкости
к начальным геологическим запасам нефти в пластовых условиях
(относительный объем внедрившейся в залежь воды). Эта зависи-
мость показывает, при каком относительном расходе жидкости
(воды) получена конкретная нефтеотдача пластов. Удельный рас-
ход жидкости или объем нагнетаемой воды на единицу добывае-
мой нефти служит показателем эффективности заводнения за-
лежей.
Залежи с повышенной вязкостью нефти всегда имеют характе-
ристики вытеснения нефти водой хуже, чем залежи с меньшей
вязкостью нефти, независимо от неоднородности пластов и других
факторов.
При т=1,5 нефтеотдача для первой группы объектов в сред-
нем составляет 62%, для второй — 53%, для третьей — 45 %
(рис. 26). Это указывает на то, что вязкость нефти является са-
мым сильным фактором, влияющим на нефтеотдачу.
89
Для первой группы залежей указанная средняя нефтеотдача
пластов практически конечная. По залежам второй группы
до конца разработки средняя нефтеотдача может увеличиться на
2—3%, а по залежам третьей группы — на 3—5 % по сравнению
с текущей нефтеотдачей при т=1,5.
Из опыта разработки нефтяных залежей вытекает такая про-
стая зависимость, что с каждым увеличением относительной вяз-
кости нефти вдвое конечная нефтеотдача снижается на 4—6 %
в зависимости от неоднородности пластов. При этом резко возрас-
тают объемы прокачанной через залежь воды. Для объектов пер-
вой группы увеличение нефтеотдачи на 1 % требует прокачки
воды через залежь в объеме 2,5—3 % порового пространства,
тогда как для объектов третьей группы для этого требуется 10—
12 %' и более.
Таблица 7
Относительное влияние отдельных факторов на конечную нефтеотдачу пластов
Фактор	Отбор жидкости из пласта	
	0,5 от объема пор	1,5 от объема пор
Соотношение вязкостей воды и нефти	—40,6	—18,5
Средняя проницаемость	+20	+21,3
Плотность сетки	—5	—8,1
Песчанистость	+19	+36,8
Водонефтяные зоны	—6,3	—10,4
Средняя толщина пласта	—	+4,9
Примечание. «+» и «—»— положительное и отрицательное влияние
фактора соответственно.
Из приведенных данных (табл. 7) видно, что самое большое
влияние на нефтеотдачу оказывают природные факторы. Степень
их влияния на нефтеотдачу на разных стадиях разработки зале-
жей различна. Влияние относительной вязкости нефти на первых
двух стадиях разработки является доминирующим. В завершаю-
щей стадии разработки роль вязкости нефти снижается, но
остается значительной.
Роль коэффициента песчанистости, связанного обратной кор-
реляционной зависимостью с прерывистостью пластов и косвенно
выражающего неоднородность, наоборот, возрастает на поздних
стадиях разработки. Эта тенденция особенно характерна для объ-
ектов с невысокими значениями коэффициента песчанистости
(/гп = 0,5-<-0,6).
Плотность сетки скважин на ранних стадиях разработки (до
т = 0,5) в рассмотренной группе объектов в среднем оказывает
сравнительно небольшое влияние на текущую нефтеотдачу. Отно-
сительное влияние плотности сетки скважин на поздних стадиях
разработки возрастает.
90
При анализе эксплуатационных объектов с разными коэффи-
циентами песчанистости (прерывистости) пластов устанавливается
значительно большее влияние плотности сетки скважин на неф-
теотдачу пластов сложного строения. Аналогичную тенденцию
следует ожидать и с увеличением вязкости пластовой нефти.
Следовательно, неблагоприятные природные условия залежей,
снижающие конечную нефтеотдачу, частично можно компенси-
ровать применением более плотных сеток скважин. В условиях
маловязких нефтей и прерывистого строения или сильно неод-
нородных пластов бурение дополнительных скважин целесооб-
разно осуществлять на поздних стадиях разработки. При пра-
вильном размещении дополнительных скважин, позволяющем
обеспечить наилучший охват невыработанных участков процес-
сом дренирования и вытеснения, бурение скважин на поздней
стадии разработки становится важным фактором улучшения тех-
нологических показателей разработки и повышения нефтеотдачи
пластов.
Судя по результатам многофакторного анализа, соотношение
числа нагнетательных и добывающих скважин не оказывает за-
метного влияния на конечную, нефтеотдачу, но повышение этого
соотношения увеличивает темпы добычи нефти, текущую нефтеот-
дачу на ранних стадиях разработки, в прерывистых пластах и
конечную нефтеотдачу.
Блоковые системы заводнения по сравнению с законтурными
увеличивают нефтеотдачу пластов несущественно (на 2—2,5 %),
но темпы разработки повышают в 1,5—2 раза.
Прогноз эффективности заводнения по статистическим моделям
Наиболее достоверный прогноз показателей заводнения нефтя-
ных залежей, естественно, может проводиться только на основе
детального изучения геологического строения реальных нефтенос-
ных пластов с использованием полной информации из каждой
скважины и математического детерминированного моделирования
процесса извлечения нефти из пластов с учетом всех особенностей
их геолого-физических свойств и условий разработки.
Однако во многих случаях, особенно на ранней стадии изуче-
ния залежей, прямые расчеты нефтеотдачи пластов затруднены,
так как информации о строении пластов бывает недостаточно для
детального геологического моделирования, но необходимость
в оценке нефтеотдачи тем не менее возникает. В этих случаях
большую пользу могут оказать результаты статистической обра-
ботки фактических данных по месторождениям, находящимся
в длительной разработке и обладающим сходными геолого-физи-
ческими условиями.
В настоящее время имеется несколько статистических моделей
для разных нефтегазоносных районов страны, которые можно ис-
пользовать для приближенной оценки нефтеотдачи пластов. Эти
модели основываются на различной геолого-промысловой инфор-
91
мации. В связи с большим разнообразием существующих стати-
стических моделей нефтеотдачи и условий, при которых они полу-
чены, важно провести систематизацию их и определить условия
их применения.
Любые статистические зависимости правомерно применять
лишь к условиям, аналогичным тем, в которых они получены. По-
этому при использовании многомерных корреляционных зависи-
мостей необходимо, чтобы геологические и технологические фак-
торы исследуемых залежей соответствовали входным данным ста-
тистических моделей. Наиболее точные результаты оценки коэф-
фициентов нефтеотдачи по ним можно получить в случае, когда
параметры месторождений близки к их средним величинам, ис-
пользуемым при построении моделей.
С помощью многомерного корреляционного анализа была полу-
чена [9] статистическая модель конечной нефтеотдачи пластов на
основе данных 42 длительно разрабатываемых объектов Урало-
Поволжья с использованием графической экстраполяции. В модель
вошла информация по нефтяным залежам, приуроченным к терри-
генным пористым коллекторам и разрабатываемым в условиях во-
донапорного режима: относительная вязкость нефти ц0, средняя
проницаемость k, коэффициент вариации проницаемости Wk, ко-
эффициент песчанистости ku, эффективная нефтенасыщенная тол-
щина h, плотность сетки скважин S.
Эта модель описывается следующим уравнением зависимости
конечного коэффициента нефтеотдачи т] от рассмотренных пара-
метров:
П = 0,507 - 0,167 1g р0 + 0,0275 lg k — 0,05№fe +
+ 0,0018й + 0,717ЛП — 0,000855S.	(21)
Коэффициент множественной корреляции полученной модели
равен 0,85. Рассмотренные геолого-физические и технологические
факторы контролируют 72,3 % наблюдаемой изменчивости нефте-
отдачи пластов. Средняя квадратическая погрешность определе-
ния нефтеотдачи пластов по уравнению (21) составляет ±0,06.
Плотность сетки скважин в уравнении (21) соответствует отно-
шению общей площади залежи к числу пребывающих в эксплуа-
тации скважин. Модель, описываемая (21), правомерна при сле-
дующих геолого-физических и технологических параметрах
(табл. 8).
Статистическая модель по 47 объектам Урало-Поволжья
(в число которых было включено несколько залежей Ставрополь-
ского края) с учетом такого же комплекса основных факторов,
наиболее существенно влияющих на извлечение нефти, а также
с учетом размеров водонефтяных зон (Qbhs), начальной нефтена-
сыщенности (рн) и пластовой температуры (t0) описывается сле-
дующим уравнением:
т] = 0,333 — 0,0О89цо i- 0,121 lg + 0,0013f0 + 0,0038й+
+ 0,149&п - 0,085QBH3 + 0,173₽н - 0.00052S.	(22)
92
Таблица 8
Геолого-физические и технологические показатели залежей, удовлетворяющие
уравнению (21)
Показатели	Предел изменения	Среднее значение	Показатели	Предел нзменеиня	Среднее значение
Но, мПа-с	0,5—34,3	5,1	h, м	2,6—26,9	9,6
k, мкм2	0,109—3,2	881	&П	0,51—0,94	0,77
	0,33—2,24	0,73	S, га/скв	7,1—74	33,4
Коэффициент множественной корреляции уравнения (22) со-
ставляет 0,861. Рассмотренные факторы контролируют 74,1 %
фактической изменчивости нефтеотдачи пластов. Средняя квадра-
тическая погрешность для полученной модели равна ±0,05.
Размеры водонефтяной зоны в уравнении (22) выражены через
отношение балансовых запасов нефти этой зоны к запасам всей
залежи, плотность сетки — через отношение общей площади за-
лежи к числу всех перебывавших в эксплуатации скважин. Эта
модель получена при следующих значениях изученных параметров
(табл. 9).
Таблица 9
Геолого-физические и технологические показатели залежей нефти,
удовлетворяющие уравнению (22)
Показатели	Предел изменения	Среднее значение	Показатели	Предел изменения	Среднее значение
ц0, мПа-с k, мкм2 Л, м Ап Овнз	0,5—34,3 0,13—2,5 2,2—35 0,41—0,95 0,06—1	4,9 0,824 9,2 0,75 0,47	Рв /о. °C S, га/скв П	0,55—0,95 22—140 9—84 0,3—0,7	0,86 41 36 0,55
Аналогичная статистическая модель для месторождений лишь
Урало-Поволжья была получена при параметрах, диапазоны из-
менения которых представлены в табл. 10.
Эта модель описывается уравнением
г] = 0,195 - О,ОО78цо + 0,082 lg k + 0,00146/о + 0,0039ft + 0,180ftn -
- 0,054QBH3 + 0,27₽H - 0.00086S.	(23)
Коэффициент множественной корреляции уравнения (23) ра-
вен 0,886. Указанные показатели контролируют 78,6 % фактиче-
ской изменчивости нефтеотдачи пластов. Средняя квадратическая
погрешность определения коэффициента нефтеотдачи пластов со-
ставляет ±0,04.
93
Таблица 10
Геолого-физические и технологические показатели залежей нефти,
удовлетворяющие уравнению (23)
Показатели	Предел изменения	Среднее значение	Показатели	Предел изменения	Среднее значение
р, мПа • с	0,5—34,3	5,4	₽н	0,7—0,95	0,87
k, мкм2	0,13—2,58	0,65	t0. °C	22—73	37
h, м	3,4—25	8,5	S, га/скв	10—100	36
Лп	0,50—0,95	0,74	О	0,28—0,7	0,54
QbH3	0,06—1	0,45			
Статистические зависимости (21) — (23) справедливы для раз-
личных систем заводнения пластов (естественное, приконтурное,
законтурное, внутриконтурное, площадное, очаговое, избиратель-
ное) при темпах отбора жидкости 2—10 % от балансовых запасов
нефти. Их можно использовать для определения конечной нефтеот-
дачи пластов по данным геологоразведочных работ.
В табл. 11 в качестве примера приводятся фактические дан-
ные нефтеотдачи пластов практически выработанных залежей
Таблица 11
Фактические и расчетные величины нефтеотдачи по некоторым длительно
разрабатываемым залежам Урало-Поволжья и Ставропольского края
Месторождение, пласт	Коэффициент нефтеотдачи		
	фактический	по уравнениям	
		(22)	(23)
Яблоневый Овраг, Ба	0,55	0,56	0,55
Яблоневый Овраг, Д	0,67	0,64	0,64
Заборовское, Б2	0,36	0,35	0,36
Зольиенское, Ба	0,65	0,70	0,68
Зольненское, Д2	0,55	0,51	0,52
Сызранское, Б2	0,42	0,43	0,43
Константиновское, Да	0,54	0,55	0,57
Полазнинское, Б2	0,54	0,52	0,52
Озек-Суат, IX	0,57	0,54	—
Зимняя Ставка, IX	0,46	0,46	—
Урало-Поволжья, обводненность продукции которых превышает
95 %, и результаты расчетов коэффициентов нефтеотдачи по урав-
нениям (22) и (23). В этой же таблице приводятся фактические
и расчетные величины нефтеотдачи длительно эксплуатируемого
пласта IX месторождений Зимняя Ставка и Озек-Суат, которые
характеризуются высокой пластовой температурой (130—140°С)
и низкой нефтенасыщенностью (55 % ) и отражают условия разра-
ботки залежей Ставропольского края.
94
Приведенные примеры показывают, что уравнения (22) и (23)
дают вполне сопоставимые с фактическими данными результаты
оценки коэффициентов нефтеотдачи в большом диапазоне их ко-
лебаний, обусловленном существенным изменением геолого-про-
мысловых условий разработки залежей, что свидетельствует о до-
статочной надежности этих моделей.
В тех случаях, когда в водонефтяных зонах сосредоточены
значительные запасы нефти, большое практическое значение имеет
оценка нефтеотдачи раздельно по этим зонам.
Для, залежей Башкирии и Татарии установлена следующая за-
висимость конечной нефтеотдачи водонефтяных зон цБНз (%) от
скорости фильтрации жидкости Нф (м/год) показателя эффектив-
ности процесса вытеснения tg а, плотности сетки скважин S (га/скв),
коэффициента песчанистости kn и проницаемости k:
ПВНз = 20,6060 + 0,3845иф + 65,5104 tg а — 0,2712S %-
+ 35,6780/гп - 0,0306/г.	(24)
Коэффициент множественной корреляции полученной модели
равен 0,922, относительная погрешность составляет ±0,12 %.
Плотность сетки скважин в уравнении (24) соответствует отно-
шению общей площади ВИЗ к числу всех перебывавших в экс-
плуатации скважин.
Исследованные объекты характеризуются невысокими значе-
ниями относительной вязкости пластовой нефти (1—3,5). Плот-
ность сетки скважин рассмотренных объектов изменяется от 25
до 100 га/скв и выше, проницаемость — от 0,12 до 0,6 мкм2.
Для 70 длительно разрабатываемых месторождений Азербайд-
жана, приуроченных к терригенным коллекторам и разрабатывае-
мых в условиях водонапорного или смешанного режима (режим
растворенного газа с последующим переходом на водонапорный),
в [1] установлена следующая зависимость' конечного коэффици-
ента нефтеотдачи от коэффициента песчанистости k„, количества
цементирующего вещества /гц, вязкости пластовой нефти рн и ко-
эффициента расчлененности kv:
ц = 0,49 4- 0,0051 kn — 0,0063/ец — 0,00017 (рн - 10,6)2 %-
+ 0,00059 (рн - 10,6) (Лц - 37,9) + 0,00044 (fep - 5,8) (Лп - 37,7).
(25)
Коэффициент множественной корреляции полученной модели
равен 0,82, средняя квадратическая погрешность составляет ±0,12.
Количество цементирующего вещества соответствует суммар-
ному содержанию фракции размером менее 0,01 мм и карбонатной
фракции.	•>
Уравнение (25) справедливо при следующих параметрах: ka —
= 8—77%,	= 2—14; <% = 20—55%; цн= 1,4—30 мПа-с.
Другая статистическая модель нефтеотдачи по материалам
36 залежей Азербайджана и Туркмении, базирующаяся в основном
на технологических показателях — темпе отбора нефти Ти, коэф-
95
фициенте проницаемости k, коэффициенте безводной нефтеотдачи
Лбезв, плотности сетки скважин S, описывается следующим урав-
нением:
Л — 0,153 4- О.ОбЗГи + 0,025 In k —
- 0,0021 (лбезв - 19,9) (Тн - 5,59) + 3,25 (-1- - 0,17^.	(26)
Коэффициент множественной корреляции уравнения (26) ра-
вен 0,93. Рассмотренные факторы контролируют 86 % наблюдае-
мой изменчивости нефтеотдачи. Средняя квадратическая погреш-
ность определения коэффициента нефтеотдачи полученной модели
составляет ±0,05.
Темп отбора нефти в уравнении (26) соответствует среднего-
довому до начала снижения максимальной добычи нефти (в % от
балансовых запасов). Период безводной нефтеотдачи принят до
обводненности менее 10 %. Плотность сетки определена с учетом
числа одновременно работающих скважин в период максимальной
годовой добычи.
Использованные в этой модели залежи характеризовались
близкими значениями вязкости пластовой нефти (2—6 мПа-с).
- Количество прошедшей через залежи воды составляло 1—2,3
порового объема. Темп отбора изменялся от 2 до 10%, коэффи-
циент безводной нефтеотдачи — от 0,002 до 0,41, плотность сетки —
от 3,3 до 16,6 га/скв, проницаемость — от 0,0330 до 0,500 мкм2.
Модель, описываемую уравнением (26), можно применять для
оценки конечной нефтеотдачи пластов после достижения макси-
мальной годовой добычи нефти и начала обводнения.
Множество факторов учтено при создании статистической мо-
дели по данным 36 залежей Азербайджана Т. Ю. Вагаровым. В их
число вошли вязкость пластовой нефти рн, коэффициент проницае-
мости k, объем отобранной воды (в поровых объемах) 14, плот-
ность сетки скважин S, уровень максимальной годовой добычи
нефти q, коэффициент безводной нефтеотдачи т]безв-
Уравнение зависимости конечной нефтеотдачи пластов q от
перечисленных факторов имеет следующий вид:
q = 20,7 — 0,6737р„ 4- 14,9867 lg k 4- 7,2VB — 0,3067S
+ 0,392? 4- 0,14341]безв-	(27)
Коэффициент множественной корреляции уравнения (27) со-
ставляет 0,93. Исследованные факторы контролируют 88,5 % на-
блюдаемой изменчивости нефтеотдачи пластов.
Относительно низкое влияние проницаемости на нефтеотдачу
пластов в полученной модели объясняется тем, что исследованию
подвергались залежи, проницаемость которых изменялась лишь
в интервале 0,200—0,500 мкм2.
Уравнение (27), так же как и уравнение (26), можно приме-
нять для оценки конечной нефтеотдачи в процессе разработки
залежей после достижения максимальной годовой добычи нефти
и начала обводнения.
96
В работе [9] предложены статистические модели нефтеотдачи
по 35 залежам Азербайджана с учетом основных факторов, ока-
зывающих существенное влияние на разработку и позволяющих
достаточно полно охарактеризовать физический процесс извлече-
ния нефти в рассматриваемых условиях. В число этих параметров
вошли относительная вязкость нефти р0, коэффициенты проницае-
мости k, пористости т, песчанистости Ал, эффективная нефтенасы-
щенная толщина h, объемный коэффициент пластовой нефти и,
количество прокачиваемой воды в поровых объемах т, темп отбора
жидкости Т. В качестве конечной принята нефтеотдача пластов
при обводненности продукции 95 %.
Уравнение зависимости конечного коэффициента нефтеотдачи
от рассмотренных факторов имеет следующий вид:
ц = -0,409 — 0,01ро + 0,261 Ап + 0.0036Л -J- 1,571m +
4- 0,04т 4- 0,0047 4- 0,121g А 4- 0,451м.	(28)
Коэффициент множественной корреляции уравнения (28) равен
0,932. Указанные факторы контролируют 86,9 % фактической из-
менчивости нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи определяется
со средней квадратической погрешностью ±0,05.
Темп отбора жидкости в уравнении (28) соответствует отно-
шению среднегодового отбора, взвешенного по числу добывающих
скважин, к балансовым запасам нефти.
Полученную модель можно использовать для определения ко-
нечной нефтеотдачи в процессе разработки залежей.
Для оценки конечного коэффициента нефтеотдачи залежей до
начала их разработки предложено следующее уравнение с учетом
рассмотренных параметров:
ц = —0,674 — O.Olgo -Ь 0,306Ап 4- 0,0019А 4- 1,998m 4-
4-0,1441g А 4-0,71м.	(29)
Коэффициент множественной корреляции полученной модели
составляет 0,907. Исследованные факторы контролируют 82,3 %
наблюдаемой изменчивости нефтеотдачи. Коэффициент нефтеот-
дачи определяется со средней квадратической погрешностью ±0,05.
Статистические зависимости (28) и (29) охватывают широкий
диапазон входных показателей и нефтеотдачи пластов (табл. 12).
Таблица 12
Характеристика геолого-физических и технологических показателей залежей
нефти для моделей, описываемых (28) и (29)
Показатели	Предел изменения	Среднее значение	Показатели	Предел изменения	Среднее значение
Ио. мПа-с	6—25,8	10,1	\и	1,02—1,22	1,12
А, мкм2	0,14—0,78	0,246	т	0,54—3,5	1,8
т	0,18-0,25	0,22	г, %	1—19,4	6,1
h, м	3—39	15,4	ч	0,16—0,81	0,56
	0,12—0,83	0,5			
7 Заказ № 281
97
Полученные модели справедливы в условиях значительного
снижения пластового давления ниже давления насыщения (более
50 %) и при плотности сетки скважин в пределах от 0,7 до
8,7 га/скв.
В табл. 13 в качестве примера приводятся фактическая нефте-
отдача практически выработанных залежей Азербайджана, обвод-
ненность которых превышает 97—98 %, и результаты расчетов
коэффициентов нефтеотдачи по уравнениям (28) и (29). Как
видно из табл. 13, расчетная нефтеотдача хорошо согласуется
с фактическими данными разработки, что свидетельствует о до-
статочной надежности статистических зависимостей (28) и (29).
Таблица 13
Фактическая и расчетная нефтеотдача по некоторым длительно
разрабатываемым залежам Азербайджана
Место рождение,участок	Залежь	Коэффициент нефтеотдачи		
		фактический	по уравнениям	
			(28)	(29)
Сураханы, центральное	IX	0,60	0,62	0,60
поле Сураханы, центральное	НКП,	0,72	0,72	0,71
поле Сураханы, юго-восточное	пк2	0,62	0,61	0,64
поле Кала, северное + южное	НКП	0,68	0,68	0,63
поля Кала, северо-западное	ПК	0,58	0,54	0,53
поле Локбатан-Пута, северное	нкг	0,18	0,16	0,20
поле Локбатан-Пута, перикли-	НКГ	0,16	0,161	0,19
нальное поле Бибиэйбат, восточное +	нкп2	0,53	0,48	0,51
+ западное поля Карачухур	нкп	0,53	0,58	0,54
Карачухур	нкг	0,43	0,48	0,44
Рассмотренные модели охватывают большой комплекс пара-
метров в широком диапазоне их изменения, что позволяет исполь-
зовать полученные зависимости для Азербайджана для оценки ко-
нечной нефтеотдачи залежей на разных стадиях разработки. Эти
модели базируются на данных различных совокупностей объектов,
что обеспечивает получение по ним независимых оценок нефте-
отдачи.
Зарубежными исследователями при помощи многомерного кор-
реляционного анализа получен ряд статистических зависимостей
конечной нефтеотдачи, в частности по месторождениям США. По
данным 70 залежей, сложенных песчаниками и разрабатываемых
при водонапорном режиме (которые по заданию Американского
98
нефтяного института анализировали Крейз и Баклей), Гутри и
Гринбергер разработали статистическую модель нефтеотдачи в за-
висимости от вязкости нефти рн, коэффициентов проницаемости
k, пористости т, эффективной .нефтенасыщенной толщины h и
коэффициента нефтенасыщенности рн.
Уравнение зависимости конечного коэффициента нефтеотдачи
пластов от рассмотренных факторов имеет следующий вид:
П = 0,11403 + 0,2719 Ig.A -Ь 0,25569 (1-₽н)-
- 0,1355 lg рн- 1,538m-0,00115й.	(30)
Значения исследуемых параметров приведены в табл. 14.
Таблица 14
Геолого-физические показатели и нефтеотдача залежей нефти
для модели, описываемой (30)
Показатели	Предел изменения	Среднее значение	Показатели	Предел изменения	Среднее значение
цн, мПа-с	0,4—16,8	2,7	h, м	1,5—101	15
k, мкм2	0,04—5	1,122	₽н	0,58—0,9	0,72
т	0,14—0,34	0,26	И	0,238—0,782	0,5
В полученной модели обращает на себя внимание обратная
связь нефтеотдачи пластов с пористостью, эффективной нефтена-
сыщенной толщиной и нефтенасыщенностью, что обусловливается,
очевидно, наличием существенных корреляционных зависимостей
между рассмотренными показателями, и поэтому модель является
сугубо интерполяционной.
Следует иметь в виду, что многие объекты, использованные при
разработке рассмотренной модели нефтеотдачи пластов, находи-
лись на ранней стадии разработки и не характеризовали конеч-
ной нефтеотдачи.
Исследования Гутри и Гринбергера были в дальнейшем про-
должены под руководством Арпса, который возглавил в 60-х годах
специально созданную подкомиссию по нефтеотдаче пластов Аме-
риканского нефтяного института. В результате проведенного иссле-
дования подкомиссия предложила статистические зависимости ко-
нечной нефтеотдачи по 70 залежам с водонапорным режимом (пе-
ски и песчаники) и по 80 залежам с режимом растворенного газа
(пески, песчаники, карбонаты).
В модель нефтеотдачи для водонапорного режима вошли отно-
сительное содержание нефти в пласте, являющееся отношением
произведения коэффициента пористости т на коэффициент нефте-
насыщенности рн к объемному коэффициенту нефти и, подвиж-
ность, представляющая отношение коэффициента проницаемости
k к относительной вязкости нефти р.н, коэффициент водонасыщен-
ности (1 — рв) и отношение начального пластового давления р0
к текущему р.
7*
99
Уравнение зависимости конечной нефтеотдачи г] от рассмотрен-
ных параметров имеет следующий вид:
т) = 54,898	+ 0,0422	— 0,0077 (!—₽„) —
- 0,1903	0,2159.	(31)
Коэффициент множественной корреляции уравнения (31) равен
0,958. Рассмотренные факторы контролируют 91,8 % фактической
изменчивости нефтеотдачи. Относительная погрешность для полу-
ченного уравнения составляет ±0,176. Модель охватывает широ-
кий диапазон изменения исходных параметров (табл. 15).
Таблица 15
Геолого-физические и технологические показатели залежей нефти
для модели, описываемой (31)
Показатели	Предел изменения	Среднее значение	Показатели	Предел изменения	Среднее значение
ин. мПа-с цв. мПа-с k, мкм2 т ₽н	0,2—500 0,24—0,95 0,011—4 0,111—0,35 0,948—0,53	1 0,46 0,568 0,256 0,75	и Ро, МПа р, МПа П	0,997—2,95 3,1—47,5 0,7—25 27,8—86,7	1,238 19,4 13,8 51,1
Для режима растворенного газа статистическая модель нефте-
отдачи пласта представлена в зависимости от тех же факторов,
что и для водонапорного режима:
П = 42,815	+ 0,1611 (-М - 0,0979 (1 - рн) -
х. #нас /	\ М-н /
- 0,3722	- 0,1741,	(32)
где рнас — давление насыщения; инас — объемный коэффициент
нефти при давлении насыщения; рн — вязкость нефти при давле-
нии насыщения.
Остальные параметры соответствуют данным уравнения (31).
Коэффициент множественной корреляции уравнения (32) равен
0,932, относительная погрешность составляет 0,22. Модель спра-
ведлива в широком диапазоне исходных переменных (табл. 16).
При использовании данной модели для недонасыщенных неф-
тей (давление насыщения ниже начального) к нефтеотдаче пла-
стов, рассчитанной по уравнению (32), необходимо добавить до-
полнительную нефтеотдачу за счет упругих сил залежи при сни-
жении пластового давления с р0 по ртс.
Полученные статистические зависимости применяются для не-
которых нефтегазоносных районов США, данные месторождений
которых использованы при разработке рассмотренных моделей
нефтеотдачи пластов.
100
Таблица 16
Геолого-физические и технологические показатели залежей нефти
для моделей, описываемых (31) и (32)
Показатели	Предел изменения	Среднее значение
Д л	я песков и песчан!	d К О в
рн, мПа • с	0,3—6	0,8
k, мкм2	0,006—0,94	0,051
z т	0,115—0,25	0,188
Зн	0,85—0,5	0,7
инас	1,05—1,9	1,31
Рнас» МПа	4,4—30,8	12,2
р, МПа	0,7—7	1,1
Т), %	9,5—46	21,3
Для карбон	атов (известняков	, доломитов)
рн, мПа • с	0,2—1,5	0,4
k, мкм2	0,001—0,252	0,016
т	0,042—0,2	0,135
₽н	0,837—0,65	0,75
	1,2—2,067	1,346
Риас» МПа	8,9—25	16,7
р, МПа	0,35—9,1	1,4
Г], %	15,5—20,7	17,6
Рассмотренные уравнения зависимости конечной нефтеотдачи
пластов от различных факторов охватывают широкий диапазон
реальных условий разработки нефтяных месторождений. Каждое
из них пригодно для использования лишь в определенных
областях.
На основе изложенного анализа можно рекомендовать приме-
нение различных статистических моделей для оценки конечной
нефтеотдачи пластов при геолого-физических и технологических
условиях конкретных месторождений, приведенных ниже.
Модель, опи-
Геолого-фнзические и технологические условия месторождений	сываёмая урав-
нением ,
Сравнительно однородные высокопроницаемые терригенные пла-
сты Урало-Поволжья, содержащие маловязкие нефти. Разработка
залежей проектируется при водонапорном режиме . .............. (23)
Геолого-промысловые условия месторождений те же, но примени-
тельно к более высоким температурам и меньшей нефтенасыщен-
ности пластов ................................................ (22)
Геолого-промысловые условия месторождений аналогичны данным
(23), но применительно к более изменчивым по проницаемости
коллекторам .................................................. (21)
Водонефтяные зоны терригенных продуктивных пластов Урало-
Поволжья, разрабатываемые при водонапорном режиме............. (24)
Терригенные продуктивные пласты Апшеронского полуострова,
разработка которых проектируется на водонапорном или смешан-
ном режиме при плотности сетки более 10 га/скв................(25), (29)
Геолого-промысловые условия залежей те же, но для разрабаты-
ваемых месторождений..........................................(26)—(28)
101
Рекомендуемые модели при указанных условиях можно исполь-
зовать для оценки конечной нефтеотдачи пластов при подсчете
запасов, проектировании и анализе разработки нефтяных место-
рождений Западной Сибири, но с тщательным анализом и осто-
рожностью, как дополнительное к расчетам средство обоснования
этого важнейшего показателя эффективности извлечения нефти
из недр.
Статистические модели (32), (10) и (12), полученные по место-
рождениям США, рекомендуются для оценки нефтеотдачи только
карбонатных пластов и при разработке на режиме растворенного
газа. Применение их для водонапорного режима нецелесообразно
из-за достаточно высокой статистической погрешности в отличаю-
щихся геолого-физических условиях.
Потребности в воде для заводнения нефтяных залежей
Когда в 40-х годах началось промышленное применение искус-
ственного заводнения нефтяных месторождений нагнетанием воды
с поверхности с целью восстановления или поддержания пласто-
вого давления, проблема о ресурсах воды не возникали. В тот
период добыча нефти во всем мире была менее 300 млн. т в год,
и никто не предполагал, что этот процесс достигнет столь широ-
ких масштабов, как в настоящее время, а потребность в воде бу-
дет исчисляться миллиардами кубометров в год. Только в Совет-
ском Союзе и США в пласты закачивается уже более 3 млрд. мэ
воды в год, а за весь период применения заводнения воды в пла-
сты закачано более 60 млрд. м3. В настоящее время этот метод
разработки нефтяных месторождений обеспечивает около 90 % до-
бычи нефти в СССР и более 50 % — в США.
Столь быстрые темпы внедрения и большие масштабы приме-
нения метода заводнения нефтяных месторождений обусловлены
следующими факторами:
1)	увеличением степени извлечения нефти из пластов в 1,5—
2 раза по сравнению с режимом снижения пластового давления
и разгазирования нефти;
2)	простотой исполнения, не требующего сложного оборудова-
ния, кроме насосов и установок подготовки воды.
3)	небольшими дополнительными расходами на процесс за счет
бесплатной воды и простого недорогостоящего оборудования для
нагнетания, не превышающими 50—80 % расходов на разработку
без заводнения подготовку воды.
При искусственном заводнении нефтяных залежей с начала
разработки, с целью восполнения пластовой энергии, вода зака-
чивается в них обычно из поверхностных источников через спе-
циальные скважины под большим давлением (5—30 МПа). Вода,
закачанная в пласты, вытесняя нефть к добывающим скважинам,
совершенно естественно прорывается в них по высокопроницаемым
слоям и затем длительное время отбирается вместе с нефтью в по-
стоянно нарастающих объемах.
102
tv
Рис. 27. Зависимость водонефтяного фактора 1Г от нефтеотдачи т).
Месторождения: / — Зольный Овраг (пласт Б2), |х0=1, показатель неоднородности Л=1,8;
2 — Ромашкинское (Восточно-Сулеевская площадь), |х0=2, k=5; 3 — Яблоневый Овраг (пласт
Б2), |л0=-П,5, Л-1,5
На месторождениях с малой вязкостью нефти (цо=1), высокой
проницаемостью и малой неоднородностью пластов (Ашах/йср =
= 1,8)—типа Зольненского, пласт Бг, водонефтяной фактор не пре-
вышает 1—1,5 по достижении нефтеотдачи пластов 65—67 %
(рис. 27).
Увеличение вязкости нефти в 10 раз (ро=Ю—12) даже в пла-
стах с малой неоднородностью (&тах/&ср= 1,5)—типа Яблоневого
Оврага увеличивает водонефтяной фактор до 7—8 при конечной
нефтеотдаче 50—52 °/о • Месторождения с малой вязкостью нефти,
но с высокой неоднородностью пластов также требуют больших
103
Рис. 28. Типичная динамика нефтеотдачи 1] относительного отбора жидкости,
нагнетания воды, потребности в воде V на «среднем» месторождении во времени.
/, Г — соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2, 2',
3— соответственно добыча нефти, нефтеотдача и о*гбор ’жидкости при заводнении; 4—по-
требность в воде прн полном возврате сточных вод; 5 — объем нагнетания воды; штриховка:
вертикальная — эффект в добыче нефти от заводнения; косая — экономия (возврат) воды
отборов воды для хорошей степени извлечения нефти из недр при
заводнении (см. рис. 27, Восточно-Сулеевская площадь).
За весь период разработки нефтяных месторождений при за-
воднении из пластов обычно извлекается воды в несколько раз
больше, чем нефти. А для поддержания давления в пластах объем
закачиваемой воды должен компенсировать не только извлекае-
мую нефть, но и воду.
На рис. 28 показаны эффективность разработки типичного неф-
тяного 'месторождения Урало-Поволжья при заводнении, по срав-
нению с режимом растворенного газа, и необходимый объем за-
качки воды в нефтеносный пласт для поддержания пластового
давления на постоянном уровне. Это месторождение обладает вяз-
костью. нефти 3—5 мПа-с и проницаемостью пластов от 0,4 до
0,6 мкм2. При режиме растворенного газа из пласта можно извлечь
лишь 14—15 % начальных геологических запасов нефти и срок
разработки без ограничений темпа отбора нефти не превышает
15—20 лет. При заводнении такого месторождения конечная неф-
теотдача пластов достигает 47—55 %, т. е. в 2,5—3 раза выше, чем
при режиме растворенного газа. Продолжительность разработки
месторождения при заводнении также увеличивается в 2—3 раза.
Добыча нефти при заводнении месторождений сопровождается от-
бором воды, которая появляется в добывающих скважинах сна-
чала в малых объемах, а в конце разработки достигает 95—98 %
и более. Наиболее характерная черта разработки месторождений
при водонапорном режиме — поддержание пластового давления и
отбора жидкости из пластов на постоянном уровне на протяже-
нии всего периода эксплуатации.
Объем закачиваемой в пласты воды для обеспечения водона-
порного режима разработки вначале возрастает до уровня, в 1,7—
2 раза превышающего максимальный отбор нефти, а затем снижа-
ется вместе с падением добычи нефти меньшими темпами. К мо-
104
менту достижения предела экономической рентабельности разра-
ботки месторождения (обводненность добываемой продукции 97—
99 %) воды в пласты закачивается в 3—5 раз больше, чем ото-
брано нефти из пластов. При этом из пластов извлекается воды
в 2—4 раза больше, чем нефти.
В начале применения метода искусственного заводнения неф-
тяных месторождений в 40—50-х годах, когда масштабы заводне-
ния были еще малыми, не уделялось достаточного внимания
охране окружающей среды и экономии воды. Вода для нагнета-
ния в пласты бралась из поверхностных источников в полном
объеме, а добываемая вместе с нефтью вода отделялась, очища-
лась и сбрасывалась в водоемы.
В 60—70-х годах, по мере расширения масштабов применения
заводнения, стали придавать большое значение экономии воды и
недопущению загрязнения поверхностных водоемов. В связи с этим
воду, добываемую вместе с нефтью, стали соответствующим обра-
зом обрабатывать и вновь закачивать в нефтеносные пласты для
поддержания давления.
В результате этого потребности в воде резко сократились. На
рис. 28 показана потребность в воде из поверхностных источни-
ков в случае полной утилизации добываемой воды и реинжекции
ее в пласты. Эта потребность в 1,5—2 раза больше объема добы-
ваемой нефти, но в 2—2,5 раза меньше общего объема закачивае-
мой в пласты воды. Как видно, достигаются весьма существенная
экономия воды и замкнутый цикл ее использования без загряз-
нения поверхностных водоисточников.
В принципе потребность в воде для заводнения нефтяных ме-
сторождений, составляющую 1,5—2 объема добытой нефти, умень-
шить нельзя. Этот объем воды требуется для замещения нефти
в пластовых условиях и будет необходим при любом самом эффек-
тивном методе разработки. Сократить можно лишь объемы зака-
чиваемой в пласты воды, идущей на замещение добываемой из
пластов воды.
Пути сокращения объемов закачиваемой и добываемой воды
могут быть различными. При обычном заводнении сократить объем
добываемой и закачиваемой воды на 15—30 % можно примене-
нием циклического воздействия на пласты, позволяющего умень-
шить отрицательное влияние их неоднородности и увеличить охват
заводнением.
Понижение вязкости нефти в пластах прогревом паром или
повышением вязкости воды при растворении в ней полимеров по-
зволяет сократить объемы добываемой и закачиваемой воды в 2—
3 раза.
Как видно, возможности экономии воды при заводнении нефтя-
ных месторождений достаточно большие. Вместе с тем добывать
нефть из пластов без расхода больших объемов воды невозможно.
В условиях нарастающих трудностей обеспечения нефтью в буду-
щем во всем мире будут применяться методы увеличения степени
извлечения нефти из пластов. Все они основаны на использовании
105
воды. Поэтому можно считать, что в будущем вместо каждой
тонны нефти, извлеченной из недр, будет закачано в пласты и
оставлено в них не менее 1,5—2 м3 воды с поверхности. Таким
образом, до 2000 г. в недра нефтяных месторождений всего мира
будет закачано и оставлено в них не менее 130—150 млрд, м3
воды.
Подготовка и свойства нагнетаемой воды
На первых этапах разработки для искусственного заводнения
нефтяных месторождений обычно используются воды из поверх-
ностных источников — рек, морей и озер, а в некоторых случаях —
из подземных источников (подрусловые, пластовые воды).
Во многих случаях недостаточный успех, низкая эффектив-
ность заводнения нефтяных залежей и осложнения в добыче нефти
обусловлены плохим качеством закачиваемой воды. Вода из по-
верхностных источников несет с собой в нефтеносные пласты боль-
шое количество механических примесей (взвешенные твердые ча-
стицы) размером до 50—100 мкм, простейших организмов (бак-
терий, водорослей), кислорода (0,001—0,003 %) и различных
солей, которые в продуктивных пластах оказывают сильное отри-
цательное воздействие на процесс вытеснения нефти водой.
Механические примеси забивают (кольматируют) мелкие поро-
вые каналы, выключают мелкопористые слои из процесса вытесне-
ния нефти, сокращая дренируемый нефтенасыщенный объем зале-
жей. Содержание крупных механических примесей в воде — ос-
новная причина широко известного явления, когда слабопроницае-
мые пропластки не принимают воду в многослойных пластах или
когда закачать воду в слабопроницаемые пласты невозможно
совсем.
Живые организмы вызывают в пластах развитие биоценоза и
образование сероводорода с самыми сложными последствиями.
Примером может служить Узеньское месторождение, на котором
наличие сульфатвосстанавливающих бактерий в закачиваемой воде
послужило причиной появления сероводорода в добываемом газе
(до 20 г на 100 м3). Кислород в закачиваемой воде — основная
причина высокой коррозионной активности добываемых с нефтью
попутных (сточных) вод. Соли в воде, закачиваемой в нефтенос-
ные пласты, вызывают несовместимость ее с пластовой (связан-
ной) водой и, как следствие, распространенное явление отложения
солей из воды на забое скважин, в насосно-компрессорных трубах
и оборудовании добывающих скважин.
Особенные осложнения могут вызвать нерастворимые образо-
вания щелочно-земельных карбонатов (гипс, кальцит, барит)
вследствие смещения в пласте некоторых вод, содержащих кати-
оны кальция, бария и анионы сульфатов и бикарбонатов. Избе-
жать всех этих отрицательных последствий можно только соот-
ветствующим образом подготовив и обработав воду перед нагне-
танием ее в пласты.
106
Технология подготовки и качество воды для нагнетания в пла-
сты должны обосновываться для каждого месторождения отдельно
исходя из физико-химических свойств пласта, микроструктуры по-
ристой среды, состава пластовой воды, нефти, газа и пр. Но любая
система подготовки воды должна включать следующие системы:
фильтровальную для удаления из воды механических при-
месей;
обескислороживания воды и удаления других коррозионно-ак-
тивных газов;
химической бактерицидной обработки воды для подавления
бактерий;
солевой обработки воды, обеспечивающей совместимость ее
с пластовой;
автоматизированную систему управления подготовкой! воды
и контроля за ее качеством в основных точках системы подго-
товки и на устье нагнетательных скважин.
Фильтровальная система проектируется так, чтобы она обеспе-
чивала на выходе содержание твердых частиц размером в 3 раза
меньше эффективного (минимального) нефтенасыщенного размера
пор, который в обычных коллекторах составляет не более 10—
15 мкм. Объемное содержание кислорода в закачиваемой воде не
должно превышать (5—7) 10-6 %. Обескислороживание воды
обеспечивается встречным пропусканием потоков воды и газа
в вертикальных колоннах или обработкой химическими реаген-
тами, связывающими свободный кислород и выводящими его
в осадок.
Подавление бактерий достигается обработкой воды хлоридом,
формальдегидом, алкилфосфатом и т. д. Солевая обработка нагне-
таемой воды, обычно содержащей сульфаты, должна в первую оче-
редь предотвращать возможность образования нерастворимого
сульфида бария (BaSO.}) в призабойных зонах, трубах и обору-
довании.
Добываемые с нефтью пластовые воды в последнее время стали
широко использоваться для заводнения. Эти воды в большинстве
случаев требуют только очистки от эмульгированной нефти и взве-
шенных веществ. По остальным показателям и по вытесняющей
способности они превосходят воды всех поверхностных и подзем-
ных источников и не требуют специальной обработки. Объем про-
мысловых сточных вод достигает нескольких сот миллионов куби-
ческих метров в год (более 700). В системах заводнения исполь-
зуются более 60 % этих вод. Остальной объем промысловых
сточных вод все еще закачивается в поглощающие скважины или
сбрасывается в бессточные испарители. Сброс промысловых сточ-
ных вод в водоемы полностью прекращен.
Перспективным способом подготовки сточных промысловых вод
для заводнения, способным решать все отмеченные проблемы, яв-
ляется способ диспергирования (предложенный и разработанный во
Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте),
уменьшающий размеры коллоидных взвешенных частиц и эмуль-_
107
гированной нефти в 2—3 раза по сравнению с размером поровых
каналов. Особенно большое значение проблема подготовки воды
приобретает при заводнении с различными химическими продук-
тами и агентами. Механические примеси, кислород и микроорга-
низмы в воде являются причиной разрушения растворов (микро-
эмульсий), адсорбции и снижения эффективности.
В США объем промысловых сточных вод превышает
1,5 млрд. м3/год. В системах заводнения используется 625—
650 млн. м3, или менее 50 %. Остальной объем сточных вод зака-
чивается в поглощающие горизонты и сбрасывается в океан.
Для очистки промысловых сточных вод широко применяются
отстаивание, коагулирование (сернокислыми или железными ко-
агулянтами) и фильтрация через песчаные фильтры. Применяется
также очистка сточных вод фильтрацией через диатомит. В обя-
зательном порядке проводится обескислороживание, бактерицид-
ная и солевая обработка закачиваемых вод, особенно пресной по-
верхностной.
В большинстве случаев промысловая сточная вода перед за-
качкой в продуктивный пласт очищается практически полностью
от загрязняющих компонентов — нефти, взвесей, железа. Счита-
ется, что такая обработка в конечном счете экономичнее, по-
скольку позволяет сократить затраты на восстановление приеми-
стости нагнетательных скважин и устраняет другие осложнения.
Критерии применимости заводнения нефтяных месторождений
Искусственное заводнение нефтяных залежей применяется
в нашей стране более чем на 300 месторождениях.
В США заводнением охвачено 104 000 добывающих скважин
(более 20 % общего фонда), которые обеспечивают около 50 %
добычи нефти. Только в штате Техас заводнение применяется бо-
лее чем на 1000 месторождениях (2820 действующих объектов).
В штате Луизиана осуществляется 347 проектов заводнения,
а в штате Иллинойс до 80 % нефти добывается при заводнении.
Свыше 100 месторождений разрабатываются с использованием за-
воднения в Канаде, в том числе крупнейшее месторождение Пем-
бина. Заводнение применяется на 29 нефтяных залежах Венесуэлы
и на крупнейших месторождениях Среднего Востока — Киркук
(Ирак), Товар и Сафания (Саудовская Аравия), Сарир (Ливия)
и др.
Технология заводнения, системы размещения скважин, геолого-
физические условия заводнения различных месторождений в раз-
ных странах были, естественно, весьма разнообразными. По гео-
лого-физическим условиям продуктивные пласты отличались
в 50—100 раз, проницаемость изменялась от 0,005 до 2,5 мкм2,
вязкость нефти — от 0,5 до 250 мПа-c. Заводнение применялось
в кварцевых однородных песчаниках, глинистых алевролитах, по-
лимиктовых, карбонатных пористо-кавернозных, трещиноватых
коллекторах. Давление нагнетания изменяется от 2 до 25 МПа,
108
плотность сетки скважин — от 2 до 100 га/скв. Виды заводнения
также весьма различные — от законтурного до самого интенсив-
ного пятиточечного площадного. Нефтяные залежи характеризу-
ются разными условиями залегания нефти — чисто нефтяные, неф-
тегазовые, с обширными водонефтяными зонами, с углами на-
клона пластов от 1 до 15° и т. д.
И тем не менее определенно неизвестно ни одного конкретного
случая, где бы было зафиксировано отрицательное влияние на эф-
фективность извлечения нефти нагнетания воды в залежи или уста-
новленз неудача применения заводнения.
Известны факты, когда осуществлялось временно (два-три
года) искусственное законтурное заводнение, например по пласту
Б2 Зольненского месторождения, без необходимости в поддержа-
нии пластового давления, от которого впоследствии отказались,
так как при высокой средней проницаемости пласта (2,2 мкм2),
малой вязкости нефти (1,5 мПа-c) и хорошей связи залежи с за-
контурной водоносной областью залежь успешно разрабатывается
на естественном водонапорном режиме. Достигнутая нефтеотдача
пласта уже превышает 65 %.
Случаи изменения или дополнения вида заводнения более мно-
гочисленны. Законтурное заводнение часто оказывалось недоста-
точным для поддержания давления и эффективной разработки,
поэтому пришлось от него отказаться и перейти на внутриконтур-
ное заводнение (Покровское, пласт А4; Узеньское, пласты XVII,
XVIII; Мухановское, пласты Дп, Дш, Ярино-Каменоложское, Усть-
Балыкское и другие месторождения). На многих месторождениях
пришлось освоенную систему заводнения (законтурную или внут-
риконтурную) дополнить очаговым заводнением для ввода слабо-
продуктивных зон (Ромашкинское, Самотлорское и др.) или для
разделения слабодренируемых, малопроницаемых пластов, про-
пластков и линз от высокопроницаемых пластов (Узеньское, Му-
хановское, Самотлорское и др.). Практически на всех месторожде-
ниях для повышения охвата пластов дренированием, т. е. увели-
чения работающей толщины пластов в нагнетательных скважинах
давление нагнетания воды повышалось от 4—5 до 15—20 МПа
или от 8—10 до 13—15 МПа.
Однако следует повторить, что при обширном опыте искусст-
венного заводнения залежей данных, свидетельствующих о полной
неэффективности заводнения либо о неоправданных расходах, на
практике не получено. Заводнение оказалось эффективным даже
при разработке газовых месторождений, для которых в начале
50-х годов, исходя из теоретических (экспериментальных) иссле-
дований, оно считалось неприемлемым. В настоящее время также,
исходя из теоретических данных, предполагается, что заводнение
как метод разработки непригодно для гидрофобных коллекторов,
предпочтительно смачиваемых нефтью. Вода в этом случае вслед-
ствие противодействия капиллярных сил не способна вытеснять
нефть из мелких пор, удалять пленку нефти с поверхности пор и
может внедряться только в крупные' поры, обеспечивая коэффй-
109
Таблица 17
Критерии применимости заводнения нефтяных залежей
Показатели	Благоприятное свойство	Неблагоприятное свойство
Глубина	Не ограничена	—
Толщина пласта, м	3—25 и более	Менее 2
Наклон пласта, гра- дус	1,5—5	Более 5
Проницаемость, мкм2	Более 0,1—0,15	Менее 0,025
Тип коллектора	Крупнопоровый, порово-ка- верновый	Трещинный
Состав пород	Песчаники, полимикты, из- вестняки	Алевролиты, доломиты
Смачиваемость пород	Г идрофильность	Гидрофобность
Тип залежи	Чисто нефтяная, нефтегазо- вая, водонефтяная	Нефтяные оторочки малой толщины под газом
Строение пласта	Монолитное	Линзовидное
Пластовое давление	Г идростатическое	Аномально высокое и низкое
Нефтенасыщенность, %	Более 70	Менее 50
Температура, °C	Более 50	Менее 20
Вязкость нефти, мПа-с	Менее 5	Болес 25
Вскрытие пласта в скважинах	Равновесное давление. Инертный (нефтяной) рас-	Высокое противодавление столба водного раствора
	твор	на пласт
Система заводнения	Блоковая, рядная, площад-	Законтурная, осевая
	ная	
Число рядов	1—5	7—9 и более
Плотность сетки, га/скв	16—64	Более 65—80
Давление нагнетания, МПа	10—20	Выше горного на забое скважины
Режим нагнетания	Циклический, изменение на- правления потоков	Стабильный
Пластовое давление в зоне отбора	Равно давлению насыщения газом или на 20—25 % ниже	Сильное разгазирование нефти в пласте
ПО
циент вытеснения не более 0,25—0,40, а в совокупности с низким
охватом пластов заводнением — конечную нефтеотдачу пласта
меньше, чем при режиме растворенного газа.
На основе разнообразного опыта заводнения нефтяных зале-
жей можно сформулировать следующие критерии его применимо-
сти, а также благоприятные и неблагоприятные факторы
(табл. 17).
' Практика заводнения нефтяных месторождений
Опыт заводнения нефтяных месторождений весьма разнообра-
зен, даже в пределах одной страны. На каждом месторождении
заводнение залежей имеет ту или иную специфику. Тем не менее
полезно сопоставлять прогнозные показатели заводнения нефтя-
ных месторождений различных стран, введенных в разработку
после 1960 г.
В табл. 18 приведены характеристики заводнения нефтяных
месторождений различных стран — Прадхо-Бей (США), Фортиз
(Великобритания), Сафания (Саудовская Аравия), Сарир (Ли-
вия), Южная Румейла (Ирак). Эти месторождения интересны тем,
что они все приурочены к песчаным коллекторам. Вязкость нефти
их изменяется в довольно узких пределах (3—3,5 раза), а прони-
цаемость и толщина пласта — в 2—2,5 раза. Вместе с тем запро-
ектированы существенно различные системы заводнения, а плот-
ность сетки скважин изменяется в 5—9 раз. При этом конечная
(проектная) нефтеотдача пластов изменяется от 40 % по место-
рождению Прадхо-Бей с весьма хорошими геолого-физическими
условиями до 49 % по месторождению Южная Румейла.
Из приведенных в таблице месторождений рассмотрим прак-
тику разработки и заводнения месторождений Прадхо-Бей на
Аляске и Фортиз в Северном море.
Разработка месторождения Прадхо-Бей. Ме-
сторождение Прадхо-Бей —уникальное по строению и размерам,
самое крупное в США и самое северное месторождение в мире.
Геологические запасы нефти месторождения оцениваются
в 3,4 млрд. т. Глубина залегания пласта составляет 3000—3100 м.
Над нефтью расположена газовая шапка. Газонефтяной контакт
находится на глубине 2660 м. Запасы газа оцениваются
в 700 млрд. м3. Газовая шапка на севере ограничена сбросом. Тип
залежи структурно-стратиграфический. Структура нарушена
шестью поперечными сбросами. Площадь нефтяного месторожде-
ния 770 км2.
Продуктивный пласт — песчаник пористостью 20—24 %, про-
ницаемостью 0,3—3 мкм2. Средняя толщина пласта 100 м, мак-
симальная 170 м. Вязкость пластовой нефти составляет 0,86 мПа-с.
Начальное пластовое давление равно 33 МПа, газовый фактор
нефти — 125—145 м3/т. Продуктивность пласта достигает до
500 (т/сут)/МПа.
111
оо
Характеристики заводнения некоторых нефтяных месторождений
со
ЕГ
S
чо
сЗ
н
112
На месторождении на начало 1984 г. было пробурено 550 сква-
жин. Плотность сетки скважин в зоне их размещения превышает
64 га/скв. Общей площади залежи приходится на одну скважину
более 100 га.
Бурение скважин проводится с насыпных гравийных островов,
по 10—18 скважин в ряд, через 30 м между скважинами. До по-
дошвы вечной мерзлоты (600 м)„ скважины бурят вертикальными,
потом отклоняют забои на 1500—2000 м от вертикали. Стоимость
одной скважины достигает 3 млн. долл, из-за сложной трехколон-
ной конструкции. Ниже вечной мерзлоты в 180-мм колонне уста-
навливается клапан для перекрытия в случае нарушения колонны
в вечной мерзлоте. Пространство между колоннами заполнено за-
мерзающей жидкостью на нефтяной основе.
На месторождении работает девять буровых станков. Бурят
скважины специальные буровые компании.
Пласт вскрывают на специальном растворе с нулевой водоот-
дачей при противодавлении на пласт не более 0,5 МПа. Две трети
добывающих скважин проходят через газовую шапку. Колонна
перфорируется на 50 м ниже газонефтяного контакта и на 30 м
выше водонефтяного контакта. В зонах с толщиной пласта менее
30 м скважины не бурят совсем.
Добыча нефти на Прадхо-Бей начата в июне 1977 г. и достиг-
ла 80 млн. т в год, или 5,6 % от числящихся на балансе извлекае-
мых запасов. Средний дебит одной скважины равен 930 т/сут,
давление на устье скважин — 6—8 МПа. Эта добыча нефти уста-
новлена в проектном документе как оптимальная, и правительст-
вом запрещено превышать ее при любых обстоятельствах. При
большом удалении интервала перфорации от газонефтяного и во-
донефтяного контактов и ограничении добычи на месторождении
тем не менее уже имеется несколько десятков (30—40) скважин
с повышенным газовым фактором вследствие прорыва газа из га-
зовой шапки, и в 24 скважинах добывается 150 тыс. т/год пласто-
вой воды. Это указывает на высокую монолитность пласта и обра-
зование конусов газа и воды в процессе эксплуатации.
Залежь разрабатывается при ограниченном упруговодонапор-
ном режиме и расширении газовой шапки. Месторождение имеет
активный подпор контурных пластовых вод только с западного
крыла. Пластовое давление в залежи снизилось на 24—30 МПа от
начального.
Проведено тщательное изучение процесса заводнения залежи
в лаборатории на кернах, на моделях пластов на ЭВМ и на одной
скважине месторождения. Установлена его эффективность.
Искусственное заводнение в небольшом объеме за счет закачки
в пласт сточных (добываемых) вод начато в 1981 г., а промыш-
ленное заводнение (из моря Бофорта) начато в 1984 г. Для этой
цели пробурено 250 нагнетательных скважин по площадной си-
стеме. Кроме заводнения никаких других методов увеличения неф-
теотдачи пласта не планируется.
Извлекаемые запасы нефти при заводнении этого месторожде-
8 Заказ № 281
113
ния приняты заниженными и будут увеличиваться по мере реали-
зации процесса и определения его эффективности.
Автоматизированный контроль и управление
процессом разработки месторождения Прадхо-
Бей. Генеральная технология и система разработки нефтяного
месторождения в целом на длительный период времени (на
40 лет), разработанная на основе прогноза показателей извлечения
нефти .и воздействия на пласт методом заводнения путем деталь-
ного детерминированного математического моделирования про-
цесса, установлена в вычислительном центре Сан-Франциско на
ЭВМ «Унивак-1110».
При заданной генеральной технологии для месторождения
в целом в вычислительном центре г. Анкоридж обоснованы опти-
мальные режимы работы каждой скважины с учетом ее располо-
жения и условий эксплуатации (устьевое и пластовое давления,
допустимый дебит нефти, газовый фактор, добыча воды и др.).
Эта программа передана в центр управления на месторождении
(ЭВМ «Ханиуэл»), из которого автоматически устанавливается и
регулируется режим работы каждой скважины так, чтобы было
достигнуто наилучшее приближение ко всем заданным парамет-
рам и соблюдение генеральной технологии разработки. Особенно
строго контролируются газовый фактор и обводненность добывае-
мой продукции. На всех скважинах на устье (на линии в сборном
пункте) установлены датчики, на которых пневматические сигналы
о всех параметрах превращаются в электрические, затем переда-
ются в центр управления на месторождении и вводятся в ЭВМ
«Ханиуэл».
В центре управления установлены четыре терминала (печа-
тающее устройство с телевизионным экраном) для контроля и
управления следующими промысловыми объектами:
добывающими (нагнетательными) скважинами;
сборным пунктом воды и газа;
подготовкой нефти и газа;
факелами, сжигающими нефтяной газ.
На экране телевизора по всем скважинам выводится заданный
режим (пять заданных параметров и фактическое состояние по
каждому из них в данный момент).
В случае существенного отклонения фактических параметров
от заданных операторы с пульта управления изменяют режим ра-
боты скважин и других объектов при помощи автоматических за-
движек, клапанов, штуцеров и пр. Если не удается достигнуть за-
данного режима работы скважин и объектов, оператор связывается
по телефону с центром в г. Анкоридж и докладывает состояние.
Там проводят анализ процесса извлечения нефти в зонах наруше-
ния режима, определяют возможные последствия и степень откло-
нения от заданной генеральной технологии. На основе анализа за-
дают новые режимы не только для отклонившихся скважин, но и
для всех других, чтобы обеспечить общий заданный уровень до-
бычи нефти и выдержать генеральную технологию.
114
При нормальной работе центр в г. Анкоридж один раз в ме-
сяц подключается к центру управления месторождением, снимает
'накопленную информацию в процессе извлечения нефти, анализи-
рует ее в сопоставлении с генеральной технологией и уточняет
или подтверждает ранее установленные режимы работы скважин.
Вычислительный центр в г. Сан-Франциско на основе накопленной
фактической информации один раз в год моделирует весь про-
цесс разработки и уточняет генеральную технологию воздействия,
размещение скважин, системы разработки. Таким образом осуще-
ствляется процесс непрерывного контроля, анализа, проектирова-
ния и регулирования разработки месторождения.
Разработка месторождения Фортиз в Север-
ном море. Месторождение Фортиз — крупнейшее месторожде-
ние в английском секторе Северного моря.
Геологические запасы месторождения 550 млн. т, глубина зале-
гания 2100 м, площадь 90 км2, толщина слоя воды в море 130 м,
средняя пористость пласта 27 %, проницаемость 0,4 мкм2, тол-
щина нефтяного пласта 150 м, вязкость нефти 0,8 мПа-c, пласто-
вое давление 20,2 МПа, продуктивность скважин 600—
3000 (т/сут)/МПа. Потенциальный дебит скважин достигает
2500 т/сут. Разработка месторождения запроектирована при ис-
кусственном заводнении с самого начала эксплуатации с целью
поддержания давления и высоких дебитов скважин.
Физико-гидродинамические и технико-экономические исследо-
вания показали, что для поддержания давления в пласте можно
использовать только морскую воду. Водозабор установлен на глу-
бине 60 м от поверхности моря, где отмечается наименьшее содер-
жание кислорода и органических веществ. Оценка конечной неф-
теотдачи при заводнении в 45 % очень осторожная. Извлекаемые
запасы оценены в 250 млн. т.
На месторождении расположено 105 добывающих скважин по
квадратной сетке. Плотность сетки скважин 49 га/скв (700X
Х700 м2). На одну скважину приходится 85 га общей площади
месторождения. Скважины размещены в пределах толщины пла-
ста более 30 м, интервал перфорации в скважинах выше водонеф-
тяного контакта на 30 м. Нагнетательные скважины (16) располо-
жены по внешнему контуру нефтеносности. Месторождение разбу-
ривалось с четырех платформ, по 24—36 скважин на каждой.
Диаметр обсадных колонн равен 180 мм.
Добыча нефти начата в 1975 г. и в 1978 г. достигла 25 млн. т/год,
или 10 % от извлекаемых запасов нефти — максимального про-
ектного уровня. Стабильная добыча нефти удерживалась пять лет.
Закачка воды в пласты начата в конце 1976 г. в объеме
25 млн. м3 в год. Максимальный объем 35 млн. м3 в год. Давление
от начального снизилось на 4—4,5 МПа и теперь практически
стабилизировалось. Вместе с нефтью в 1983 г. добывалось около
5 млн. т воды (обводненность >20 %).
Как видно, подход к разработке месторождений Прадхо-Бей
и Фортиз принципиально отличается от зарубежного опыта разра-
8*
115
ботки в 50—60-х годах, а по размещению и разбуриванию сква-
жин совпадает с практикой разработки нефтяных месторождений
нашей страны.
IV. Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов
При всех достоинствах освоенного промышленностью метода
заводнения нефтяных залежей как метода извлечения нефти он
тем не менее уже не обеспечивает необходимую конечную степень
извлечения нефти из пластов, особенно в условиях неоднородных
пластов и повышенной вязкости нефти, когда достигается низкий
охват пластов заводнением. По мере роста понимания механизма
и особенностей процесса заводнения нефтяных залежей стали на-
стойчиво искать способы повышения его эффективности.
В 50-х годах повышение эффективности заводнения осуществ-
лялось в основном изменением схемы размещения нагнетательных
Рис. 29. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов
116
Рис. 30. Целевое назначение методов увеличения нефтеотдачи
скважин (законтурное, осевое, блоковое, очаговое, площадное).
Много внимания уделялось оптимизации давления нагнетания
воды, выбору объектов разработки, повышению эффективности
заводнения за счет размещения добывающих скважин и др.
В начале 60-х годов начали усиленно изучать способы улучше-
ния вытесняющей способности воды за счет добавки различных
активных агентов. В качестве таких агентов стали изучать и при-
менять углеводородный газ, полимеры, поверхностно-активные ве-
щества, щелочи, кислоты и др. Цель заключается в том, чтобы
повысить охват пластов заводнением и устранить или уменьшить
отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных
зонах пластов.
К низкопотенциальным методам относятся циклическое воздей-
ствие на пласты, изменение направления потоков жидкости, при-
менение водорастворимых поверхностно-активных веществ, кислот,
щелочей и полимеров, увеличивающих нефтеотдачу на 2—8 %
по сравнению с обычным заводнением. К наиболее высокопотен-
циальным относятся методы вытеснения высоковязкой нефти па-
117
vr?8%	Уг-п°/о	V3~5%
80
/еИ1иПас
Рис. 31. Конечная нефтеотдача пластов в зависимости от методов разработки и
вязкости нефти.
Vi, Vs и V3 — относительная доля запасов
ром, внутрипластовым горением и маловязкой нефти мицелляр-
ными растворами, увеличивающие нефтеотдачу на 15—20%. Эф-
фективность вытеснения нефти углекислым и углеводородным га-
зами совместно с заводнением занимает промежуточное положе-
ние (5—15 %) (рис. 29, 30, 31).
Таблица 19
Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов
Назначение
Способ воздействия
Рабочий агент
Воздействие на нефт^ь, оставшуюся в пласте в макромасштабе —	Повышение вязкости вытес- няющего агента Понижение вязкости нефти	Полимеры Мицеллярные растворы Пар
повышение охвата вы- теснением	Увеличение (расширение) объема нефти Увеличение дренируемой (работающей) толщины пласта	Воздух + вода (горение) Углекислый газ То же Пар Воздух + вода (горение) ПАВ Полимеры Водогазовые смеси Щелочи Вода (циклическое завод- нение)
Воздействие на нефть,	Достижение смешиваемости	Углекислый газ
оставшуюся в пласте	нефти и вытесняющего	Газ высокого давления
в микромасштабе —	агента	Мицеллярные растворы
вытеснение рассеян-	Снижение межфазного на-	Щелочи
ной остаточной нефти	тяжения Повышение смачиваемости пласта водой Повышение фазовой про- ницаемости для нефти и снижение для воды	Водорастворимые ПАВ Щелочи Водорастворимые ПАВ Водогазовые смеси
118
По своему назначению и способу воздействия известные ме-
тоды увеличения нефтеотдачи пластов можно классифицировать
следующим образом (табл. 19).
Классификация и назначение методов повышения
нефтеотдачи пластов
Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует,
чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздейство-
вали иа рассеянную нефть в заводненных или загазованных зонах
пластов, на оставшиеся с высокой нефтенасыщенностью (но ниже
начальной) слабопроницаемые слои и пропластки в монолитных
заводненных пластах, а также обособленные линзы в разрезе и
зоны (участки) в плане, совсем не охваченные дренированием
системой скважин. Представляется совершенно бесспорным, что
при столь широком многообразии состояния остаточной нефтена-
сыщенности, а также при большом различии свойств нефти, воды
и газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может
быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи пла-
стов, устраняющего все причины остаточной нефтенасыщенности.
Кратко причины образования остаточной нефти и пути ее извле-
чения представлены ниже.
Причины образования	Пути извлечения
Расчлененность, прерывистость пластов
составляет 0,1—0,8 объема залежи . . Повышение охвата дренированием за
счет системы размещения скважии, вы-
бора объектов, вскрытия пластов, опти-
мизации давления нагнетания
Неоднородность пластов по проницае-
мости от 0,01 до 3—4 мкм2.........Выравнивание проводимости пластов за
счет уменьшения фазовой проницаемо-
сти для воды, увеличения вязкости и
др.
Вязкость нефти больше вязкости воды
и изменяется от 1—5 до 50—
1000 мПа-с........................Снижение вязкости нефти, увеличение
вязкости воды; объемное расширение
нефти
Межфазные, молекулярные силы на
контакте нефти с водой и породой
составляют 18—30 мН/м.............Устранение межфазного натяжения на
контакте нефть—вода; гидрофилизация
пористой среды
Микронеоднородность составляет
1  10-4 — 1 см; удельная поверхность
пористой среды—(0,05—3)104 см2/см3
или (0,02—1,5 м2/г)...............Ослабление молекулярных и проявление
гравитационных сил
Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов в основном
характеризуются направленным, кумулятивным действием, каж-
дый из которых воздействует на одну-две причины, вызывающие
119
остаточную нефтенасыщенность. По типу рабочих агентов класси-
фикацию известных методов увеличения нефтеотдачи пластов
можно представить в виде схемы на рис. 29. В основе всех извест-
ных методов увеличения нефтеотдачи пластов лежит заводнение,
т. е. вода — основной компонент всех рабочих агентов, к которому
добавляются химические продукты, газ, воздух, теплоносители
и растворители. А по целевому назначению их классификацию
можно представить в виде схемы на рис. 30.
В рамках обычного заводнения нефтяных залежей, без доба-
вок к воде активных агентов, повысить охват заводнением и неф-
теотдачу пластов можно применением технологии и системы за-
воднения, наилучшим образом соответствующих особенностям гео-
логического строения пластов (циклическое воздействие на слои-
стые, изменение направления потоков на зонально-неоднородные
пласты, самостоятельные скважины на обособленные линзы, про-
пластки и др.).
Добавление к воде активных агентов (ПАВ, полимеров, щело-
чей, двуокиси углерода, углеводородного газа, мицеллярных рас-
творов) осуществляется для повышения охвата пластов заводне-
нием и вытеснения остаточной нефти из заводненных зон.
Все эти методы характеризуются различной потенциальной
возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 1,5—2 до
25—35 % от балансовых запасов) и разными критическими фак-
торами их применения (табл. 20).
Таблица 20
Потенциальные возможности и критические факторы методов увеличения
нефтеотдачи пластов
Рабочий агент	Увеличение нефте- отдачи, %	Критический фактор применения рабочего агента
Вода + газ	5-10	Гравитационное разделение. Сниже- ние продуктивности
Полимеры	5—8	Соленость воды и пласта. Снижение продуктивности
Щелочи	2—8	Активность нефти
Мицеллярные растворы	8—20	Сложность технологии. Соленость во- ды и пласта. Снижение продуктив- ности
Двуокись углерода	8—15	Снижение охвата. Регенерация, кор- розия
Пар	15—35	Потери теплоты. Малая глубина. Вы- нос песка. Технические проблемы
Воздух + вода (горение)	15—30	Осложнения при инициировании. Охват горением. Технические про- блемы. Охрана окружающей среды
120
Остаточную нефть из заводненных частей пластов могут эффек-
тивно вытеснять только мицеллярные растворы и углекислый газ,
которые обеспечивают смешиваемость нефти с вытесняющим аген-
том, т. е. устраняют действие капиллярных сил, удерживающих
эту нефть. Повышать охват заводнением неоднородно-слоистых и
зонально-неоднородных пластов способны полимерные растворы,
углекислый газ, водогазовые смеси, циклическое воздействие,
изменение направления потоков жидкости, щелочи, уменьшающие
подвижность воды и неоднородность потоков. С помощью пара и
внутрцпластового горения за счет снижения вязкости нефти одно-
временно увеличивается и вытеснение нефти, и охват пластов
по сравнению с обычным заводнением только в случае высоковяз-
ких нефтей. Водорастворимые ПАВ и серная кислота обеспечи-
вают повышение нефтеотдачи пластов в основном за счет увели-
чения работающей толщины пластов в скважинах, так как мало
снижают межфазное натяжение.
Нефть, оставшуюся в обособленных линзах и пропластках,
можно извлекать только с помощью специально пробуренных
на них скважин или переведенных с других горизонтов. Исходя
из потенциальных возможностей и назначения методов, можно от-
метить, что для наших нефтяных месторождений с маловязкими
нефтями, разрабатываемых с использованием заводнения, к наибо-
лее перспективным методам относятся применение:
1)	двуокиси углерода;
2)	водогазовых смесей;
3)	мицеллярных растворов,
а для месторождений с высоковязкими нефтями:
1) пара;
2) внутрипластового горения.
Остальные методы будут использоваться в основном для ин-
тенсификации добычи нефти и регулирования процесса разра-
ботки с целью достижения проектных показателей, так как их по-
тенциальные возможности ниже возможных погрешностей при
расчетах эффективности заводнения.
Направления и фазы развития методов увеличения
нефтеотдачи пластов
Развитие методов извлечения нефти из недр как и любого дру-
гого технологического процесса происходит в двух направле-
ниях— по горизонтали и по вертикали. Движение технологиче-
ского процесса по горизонтали происходит за счет его усовершен-
ствований, повышающих эффективность или улучшающих эконо-
мические показатели, но не изменяющих основы, механизм
процесса. Примером длительного движения, технологического про-
цесса разработки нефтяных месторождений по горизонтали слу-
жит искусственное заводнение пластов. С момента появления
этого процесса вытеснения нефти в 40-х годах до настоящего вре-
мени, т. е. более 30 лет, происходит его развитие — усовершен-
121
ствуется система размещения нагнетательных/и добывающих сква-
жин, улучшаются технология (режим) нагнетания воды в пласты,
условия эксплуатации скважин, развиваются способы контроля и
регулирования добычи нефти, заводнения пластов и др.
Все эти мероприятия существенно повышают эффективность
заводнения нефтяных залежей без изменения его основы. Разви-
тие технологии по горизонтали происходит на основе анализа
опыта и результатов на протяжении всего периода применения
от нововведения до инженерной практики, когда возникает необ-
ходимость перехода на качественно новую технологию. Специ-
альных теоретических и поисковых исследований для этого не тре-
буется.
Научно-технический прогресс любой отрасли, в том числе и до-
бычи нефти, определяется движением технологии по вертикали,
которое характеризуется переходом технологии на качественно
новую ступень, более высокую по эффективности и отличающуюся
от предшествующей механизмом процесса. Большая часть извест-
ных новых методов увеличения нефтеотдачи пластов по своему
механизму принципиально отличается от обычного заводнения и
действительно представляет собой движение технологии разра-
ботки нефтяных месторождений по вертикали. Методы вытесне-
ния нефти мицеллярными растворами, углекислым газом за счет
внутрипластового горения, а также паром характеризуются совер-
шенно иными, значительно более сложными и качественно более
эффективными процессами, чем заводнение. Методы же вытеснения
нефти водными растворами ПАВ, полимеров, щелочей и водогазо-
выми смесями являются улучшенными модификациями заводнения
нефтяных залежей, поскольку они основаны на простом улучшении
вытесняющих свойств воды, хотя также сопровождаются сложными
процессами адсорбции, деструкции молекул, изменением фазовых
проницаемостей и пр.
Развитие технологии извлечения нефти по вертикали проходит
следующие обязательные фазы — этапы.
Поиск .....................Изучение физико-химических, гидрогазотермоди-
намических явлений и микропроцессов
Воплощение ................Определение условий вытеснения нефти, воздей-
ствия на нефть и пористую среду
Научная демонстрация .... Доказательство эффективности процесса вытесне-
ния нефти на моделях пластов
Разработка ................Изучение	механизма процесса и влияния различ-
ных факторов на его эффективность
Опытный образец (показа-
тельный опыт) .............Демонстрация реализуемости процесса и техно-
логического эффекта в промысловых условиях на
месторождении
Проектирование ............Создание	математических моделей, методов про-
ектирования. Изучение технологии
Промышленные испытания Определение технологической и экономической
эффективности процесса в различных геолого-фи-
зических условиях. Обоснование оптимальной
технологии и систем разработки
122
Технико-экономическое обос-
нование .................Определение масштаба, перспектив применения
и потребных материально-технических средств
Материально-техническое обе-
спечение ................Задания на производство химических продуктов,
техники, оборудования. Включение в планы смеж-
ных отраслей
Инженерная практика . . . Промышленное внедрение процесса на месторо-
ждениях. Обоснование методов регулирования и
модификаций
Для нормального развития технологии и уменьшения риска
неэффективных затрат на применение новой технологии в прин-
ципе невозможно изменить указанный порядок фаз (этапов) или
сократить их число. Требуется именно такая последовательность
этапов развития любой принципиально новой технологии — от
поиска до промышленного внедрения. Все попытки сократить или
ускорить их прохождение неизбежно ведут к ущербу их изучения
и освоения. Первые три фазы развития принципиально новых тех-
нологий принято относить к фундаментальным исследованиям,
следующие три фазы — к прикладным исследованиям, а после-
дующие три — к так называемой разработке технологий.
Продолжительность полного цикла развития новой технологии
разработки нефтяных месторождений от появления идеи до про-
мышленного применения достигает 15—20 лет. Так было, напри-
мер, с технологией заводнения нефтяных месторождений, внутри-
пластового горения, мицеллярно-полимерного заводнения и др.
Подобная продолжительность полного цикла развития технологий
разработки нефтяных месторождений обусловлена большой инерт-
ностью, сложностью перестройки нефтяной промышленности на
новые процессы и трудностью создания необходимой материально-
технической базы для них. Промышленное внедрение новых тех-
нологий разработки нефтяных месторождений возможно только
на основе развитой индустрии. Смежные отрасли промышленности
(нефтехимическая, машиностроительная, металлургическая и др.)
должны быть способными производить в огромных масштабах
сложные, высококачественные химические продукты, технику, обо-
рудование и приборы.
В приведенной последовательности фаз особенно важное зна-
чение имеют показательный опыт и промышленные испытания
методов, которые проводятся с двумя целями.
1. Обоснование оптимальной технологии для промышленного
применения методов на конкретных месторождениях. Эту цель
можно достигнуть при соблюдении порядка испытания и внедре-
ния методов.
2. Определение области возможного применения методов, фи-
зико-геологических и технологических критериев применимости
и прогнозирования масштабов применения для своевременного
создания материально-технической базы. Эту цель можно дости-
гнуть при достаточно большом числе опытов, проведенных в раз-
ных геолого-физических и технологических условиях.
123
Условия успешного применения методов.
Принципы внедрения методов на конкретных месторождениях
Все известные методы увеличения нефтеотдачи пластов слож-
ные и дорогие. При разработке нефтяных месторождений новыми
методами в пластах происходят сложнейшие процессы и явле-
ния— адсорбция и десорбция химических реагентов, разрушение
структуры растворов и сложных молекул, фазовые переходы, мас-
соперенос, диффузия, дистилляция и окисление нефти, кондуктив-
ный и конвективный перенос теплоты, диссипация, химические
реакции и превращения веществ, отложение солей, инверсия сма-
чиваемости, капиллярные процессы и поверхностные явления, дис-
социация пород, гравитация и другие, которые пока очень слабо
изучены и требуют специальных фундаментальных исследований.
Эти процессы и явления определяют особенности механизма извле-
чения нефти и эффективности достигаемых показателей методов
увеличения нефтеотдачи пластов. Как показывает практика опыт-
но-промышленных испытаний, разработка месторождений извест-
ными методами увеличения нефтеотдачи пластов в 7—10 раз до-
роже, чем при заводнении (рис. 32). Поэтому успешное примене-
ние метода увеличения нефтеотдачи пластов возможно только при
научно обоснованном проекте (схеме), в котором установлена
оптимальная технология процесса (система), и строгом ее соблю-
дении.
Для проектирования оптимальной технологии (системы) при-
менения метода увеличения нефтеотдачи пластов требуется сле-
дующее.
Детальные знания строения и состояния месторождений, изме-
нение коллекторских свойств пластов, макро- и микронеоднород-
Рис. 32. Разложение по видам издержек производства на добычу 1 т/год нефти
(по данным Французского института нефти).
а — истощение; б — заводнение; в — новые методы; пунктирная линия — флуктуации в за-
висимости от условий месторождений и методов разработки; 1 — распределение; 2 — подго-
товка; 3 — транспорт; 4 — разработка
124
мости, достоверное распределение текущей нефтеводогазонасы-
щенности пластов по всему объему залежей.
Правильные представления о механизме и технологии процесса
на основе лабораторного изучения его характеристик и эффектив-
ности при пластовых условиях (керн, жидкости, давление, темпе-
ратура).
Опытно-промышленные испытания метода — изучение эффек-
тивности в различных геолого-физических условиях и технологии
на месторождениях.
Математическое моделирование процесса — развитие числен-
ных методов и проектирования, адекватно отражающих разра-
ботку месторождений.
Только при этих условиях можно составить эффективную тех-
нологическую схему (проект) применения нового метода увеличе-
ния нефтеотдачи пластов.
Для соблюдения проектной технологии процесса при его реа-
лизации требуется следующее.
Соответствующие материально-технические средства и капи-
тальные вложения.
Четкая организация работ, направленная на выполнение про-
ектной технологии, сроков начала процесса, объемов и концент-
рации реагентов в оторочках, давлений нагнетания, темпов
отбора, размещения скважин и др.
Без выполнения всех запроектированных условий осуществле-
ния процесса воздействия на пласты нельзя рассчитывать на до-
стижение проектных (возможных) показателей эффективности.
В связи со сложностью и высокой стоимостью всех новых ме-
тодов увеличения нефтеотдачи пластов внедрение их на практике
целесообразно и необходимо осуществлять в несколько этапов,
чтобы избежать неоправданных больших расходов. Принципы
многоэтапного испытания и внедрения методов увеличения неф-
теотдачи пластов на крупных конкретных месторождениях дик-
туются также тем, что реальную эффективность промышленного
применения любого метода можно установить только по фактиче-
ским данным испытания. Поэтому обычно внедрение метода уве-
личения нефтеотдачи пластов проходит следующие этапы.
Этап	Цель
Лабораторное изучение . . . Определение характеристик процесса при пласто-
вых условиях моделирования процесса на кернах,
пластовых жидкостях, давлении и температуре
Промышленная демонстрация Минитест, реализация процесса на малом участке
для доказательства качественного эффекта
Промышленный опыт .... Проведение процесса при реальных условиях с це-
лью определения возможного количественного тех-
нологического эффекта
Опытно-промышленные испы-
тания ..................Испытание	процесса при разных сетках скважин
и технологии для определения оптимальных усло-
вий применения и реальной технологической и
экономической эффективности
Промышленное внедрение . . Применение в масштабе всей залежи для увели-
чения добычи нефти и извлекаемых запасов
125
Такая последовательность этапов изучения и внедрения слож-
ных методов увеличения нефтеотдачи пластов обязательна для
обеспечения максимального эффекта при крупном промышленном
применении, ибо поспешность и экономия на малом неизбежно
приводят к большим потерям.
Лабораторные исследования любого метода увеличения нефте-
отдачи пластов при условиях, близких к пластовым, — совершенно
необходимый этап работ перед тем, как решить испытывать его
на месторождении. На основе этих исследований принимается
первоначальная технология процесса — концентрация химических
реагентов, объемы оторочек, соотношения расходов разных аген-
тов и другие характеристики процесса, закладываемые в расчеты.
Промышленная демонстрация процесса проводится при мини-
мальных расстояниях между скважинами (до 25—50 м) с тем,
чтобы показать возможность реализации процесса физически, тех-
нологически и технически, а также убедиться в качественной эф-
фективности его в конкретных условиях месторождения в крат-
чайшие сроки.
Например, при мицеллярном растворе важно установить, при
каких условиях он не разрушается в пористой среде, вытесняет
остаточную нефть, и выяснить схему технического обустройства
процесса. Вслед за этим можно переходить к организации промыш-
ленного опыта при реально существующей или экономически целе-
сообразной сетке скважин с тем, чтобы определить возможный
технологический эффект и примерные экономические показатели,
получить представление о реальной технологии и технических
условиях осуществления процесса на месторождении.
На основе первого промышленного опыта следует расширить
испытания метода на несколько (три—пять) опытных участков
или элементов с разными свойствами пласта, или залежей при
разных сетках скважин и разных технологиях. Эти испытания
позволят обосновать оптимальную систему разработки, размещение
и плотность сетки скважин, наиболее эффективную технологию,
реально достижимые показатели и математическую модель для
проектирования процесса.
После опытно-промышленных испытаний на нескольких участ-
ках распространение нового процесса разработки на все крупное
многопластовое месторождение будет базироваться на собственном
опыте и сопровождаться минимальным риском получения эффекта
ниже запланированного (возможного).
Критерии применимости методов увеличения
нефтеотдачи пластов
На стадии промышленного испытания и промышленного внед-
рения методов увеличения нефтеотдачи пластов возникает проблема
эффективного их применения. Объективно вопрос формулируется
так: какой наиболее существенно повышающий извлекаемые за-
пасы и уровень добычи нефти при благоприятных экономических
126
показателях метод увеличения нефтеотдачи пластов необходимо
выбрать для конкретного нефтяного месторождения (залежи)
с определенными геолого-физическими свойствами и условиями
разработки? Ответить на этот вопрос всегда не просто, так как для
любого месторождения (залежи) могут оказаться применимыми
несколько методов. Чтобы выбрать наилучший метод, надо знать
следующее:
нефтенасыщенность (водогазонасыщенность) пластов или сте-
пень их истощения, заводнения;
свойства нефти и пластовой воды — вязкость, содержание серы,
парафийа, асфальтенов, смол, солей;
коллектор и его свойства — песчаник, алевролит, известняк,
проницаемость, толщину, неоднородность, прерывистость, расчле-
ненность, глубину, удельную поверхность, вещественный состав,
глинистость, солевой состав;
расположение и техническое состояние пробуренных скважин;
наличие материально-технических средств, их качество, харак-
теристику и стоимость;
отпускную цену на нефть;
потребность в увеличении добычи нефти.
Их совокупность создает многовариантную задачу, которая ре-
шается лишь при специальных конкретных изучении и технико-
экономическом анализе с ограничениями (требованиями), задан-
ными заранее. Первые три качественных условия (физико-геологи-
ческие свойства пластов, нефти и воды) очень сильно, но неодно-
значно определяют целесообразный метод увеличения нефтеотдачи
пластов (табл. 21).
На основе многочисленных лабораторных исследований
и опытно-промышленных испытаний методов увеличения нефтеот-
дачи пластов, проведенных в нашей стране и за рубежом, накоп-
лены достаточно обширные знания и представления о количествен-
ных критериях, характеризующих свойства пластовой нефти, воды
и пластов, для успешного их применения (табл. 22 и 23).
Их анализ позволяет отметить некоторые характерные, общие
для всех методов критерии, ограничивающие или сдерживающие
применение всех методов.
1.	Трещиноватость пластов. Предельная неоднород-
ность пластов в этом случае вызывает быстрый прорыв дорого-
стоящих рабочих агентов в добывающие скважины и их нерацио-
нальное использование. Как отмечалось, объем трещин не превы-
шает 1,5—2 % от общего объема пор пластов, а гидропроводность
их может достигать 60—80 % от общей гидропроводности пластов.
Поэтому в сильнотрещиноватых пластах при низком охвате рабо-
чим агентом и малой дополнительной добыче нефти наступает пре-
дел экономической рентабельности процесса, даже при неоправ-
данных затратах.
2.	Газовая шапка. Для всех методов весьма неблаго-
приятно наличие естественной или искусственной высокой газона-
сыщенности какой-либо части пласта, так как нагнетаемые рабо-
127
Таблица 21
Методы увеличения нефтеотдачи пластов в зависимости
от геолого-физических условии
Нефть, вода	Пласт	Метод
Маловязкая легкая	Песчаный	неистощенный.	Заводнение, циклическое
нефть, вода с малым	высокопроницаемый, слабо-	воздействие, водогазовая
содержанием солей, особенно кальция и магния	проницаемый, неоднородный	смесь, закачка ПАВ, приме- нение газа высокого давле- ния
Маловязкая нефть,	Карбонатный неистощенный,	Заводнение, циклическое
вода с малым содер-	высокопроницаемый, трещи-	воздействие, применение ще-
жанием солей, осо-	новатый, пористый Песчаный истощенный (за-	лочей, истощение Мицеллярный раствор, уг-
бенно кальция и маг-		
НИЯ	воднеиный), высокопроница- емый, монолитный Карбонатный заводненный, высокопроницаемый, слабо- трещиноватый, неоднород- ный	лекислый газ, водогазовые смеси Применение углекислого га- за, циклическое воздействие
Средневязкая, смоли-	Песчаный неистощенный,	Заводнение (горячая вода),
стая (активная) пара-	высокопроницаемый, слабо-	применение полимеров, за-
финистая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно каль-	проницаемый	качка водогазовой смеси, щелочи
ция и магния	Карбонатный неистощенный, высокопроницаемый, слабо- проницаемый, трещиновато- пористый Песчаный заводненный, вы- сокопроиицаемый, монолит- ный, однородный Песчаный глубокозалегаю- щий, высокопроницаемый, слабопроницаемый	Заводнение (горячая вода), циклическое воздействие, закачка щелочи, углекисло- го газа Применение углекислого га- за, микроэмульсий, водога- зовых смесей
Высоковязкая тяже- лая нефть, вода пла- стовая с большим со-		Внутрипластовое горение
держанием солей	Песчаный, высокопроницае- мый, слабопроницаемый, ие- глубокозалегающий	Закачка пара, пароцикличе- ские обработки
чие агенты устремляются в газовую часть, обладающую в 20—
100 раз более высокой проводимостью, чем нефтенасыщенная часть.
В результате, как и в трещиноватом пласте, происходит неэф-
фективный расход рабочих агентов.
3.	Нефтенасыщенность пластов. Высокая водонасы-
щенность нефтяного пласта (более 70—75 %) недопустима для
применения всех известных методов увеличения нефтеотдачи по
экономическим причинам, так как вытесняющая способность доро-
гостоящих агентов используется лишь на 25—30 %, а остальная
часть расходуется бесполезно на водонасыщенную часть пласта.
Многие методы (горение, вытеснение паром, водорастворимыми
ПАВ) неприменимы при нефтенасыщенности пластов менее 50 %
128
Таблица 22
Основные критерии для применения физико-химических агентов,
увеличивающих нефтеотдачу пластов
Параметры
Закачка
СО2
Примене ние
водогазов ых
смесей
Полимерное
заводнение
Закачка вод-
ных растворов
ПАВ
Закачка мицел-
лярных раст-
воров
Вязкость пласто-
вой нефти, мПа-с
Нефтенасыщен-
ность, %
Пластовое давле-
ние, МПа
Температура пла-
ста, °C
Проницаемость
пласта, мкм2
Толщина пласта,
м
Трещиноватость
Литология
Соленость пласто-
вой воды, мг/л
Жесткость воды
(наличие солей
кальция и магния)
<15	<25	5—100	<25	<15
>30		>50		>25
>8	Не ограничено			
Не ограничена То же		<70 0,1 I Не ограни- 1 чена		>0,1
25		Не ограничена		<25
		Неблагоприятна *		
Не ограничена		Песчаник	Песчаник и карбонаты	Песчаник
То	же	2	0	5
		Неблаго-	Не -ограни-	Неблаго-
	»	приятна	чена	приятна
Неблаго- Не ограни-
приятна чена
Не ограничена
Газовая шапка
Плотность сетки
скважин, га/скв
Неблагоприятна
<24 I Не ограни-1	<16
чена
* Неблагоприятный, а в сильно выраженной форме — недопустимый пара-
метр.
просто из-за неокупаемости затраченных средств. Если основная
часть остаточной нефти в пласте находится в заводненном объеме
в рассеянном состоянии, то требуется применение методов, способ-
ных сделать ее подвижной (углекислый газ, мицеллярные рас-
творы), а если большая часть остаточной нефти размещена в не-
охваченных слоях и прослоях, то требуются методы, повышающие
охват вытеснением (полимеры, водогазовые смеси, щелочи). По-
этому нефтенасыщенность пластов перед началом применения
методов увеличения нефтеотдачи пластов — очень важный опре-
деляющий критерий. Требуется тщательное конкретное изучение
нефтенасыщенности пласта, ее детерминированного распростране-
ния по объему залежей, охвата заводнением и степени вытеснения
в заводненном объеме, прежде чем принять решение о примене-
нии того или иного метода или технологии процесса. Совершенно
9 Заказ № 281
129
Таблица 23
Основные критерии для применения тепловых методов увеличения
нефтеотдачи пластов
Параметры
Горение
Вытеснение
паром
Пароцикли-
ческая обра-
ботка
Вытеснение
горячей водой
Вязкость пластовой неф-
ти, мПа-с
Нефтенасыщенность, %
Пластовое давление,
МПа
Проницаемость, мкм2
Толщина, м
Трещиноватость
Литология
>10
>0,1
>3
Глубина, м
Содержание глины
в пласуе, %
Плотность сетки сква-
жин, га/скв
>1500
Не ограничено
<16
>50	>100	>5
>50
Не ограничено
>0,2	| Не ограничена
>6	|	>3
Неблагоприятна *
Не ограничена
<1200	I <1500
5—10
<6	Не ограничена
* Неблагоприятный, а в сильно выраженной форме — недопустимый пара-
метр.
однозначно установлено, что, чем выше исходная средняя нефте-
насыщенность пластов, тем выше абсолютный и относительный
технологический и экономический эффект от любого метода увели-
чения нефтеотдачи пластов.
4. Активный водонапорный режим. Когда нефтяная
залежь разрабатывается при активном естественном водонапорном
режиме (обычно это небольшие по размеру залежи с высокопро-
дуктивными пластами и малой вязкостью нефти), то при этом
достигаются высокий охват пластов заводнением и низкая остаточ-
ная нефтенасыщенность пласта (менее 25—30 %) за счет вы-
тесняющих свойств контурной или подошвенной пластовой воды.
В этих условиях применение методов увеличения нефтеотдачи пла-
ста осложняется тем, что либо достигаемая низкая остаточная
нефтенасыщенность исключает возможность применения многих
методов, либо краевые зоны залежей, находящиеся под активным
водонапорным режимом, невозможно подвергнуть эффективному
воздействию дорогостоящими рабочими агентами. Нагнетание их
в законтурные скважины ведет к потере агентов, а во внутрикон-
турные скважины — к снижению эффективности.
5. Вязкость нефти. Этот фактор очень сильный и в боль-
шинстве практических случаев самый решающий по экономическим
130
критериям. Все физико-химические методы, применяемые в сово-
купности с обычным заводнением, экономически оправданы только
при вязкости нефти менее 25—30 мПа-c. Полимерное заводнение
допускает более высокую вязкость (до 100—150 мПа-c) в высоко-
проницаемых пластах. Термические методы (вытеснение нефти
паром, горение, пароциклические обработки) целесообразно при-
менять при более высокой вязкости нефти, так как в этом случае
достигается больший эффект снижения ее вязкости при нагреве.
Однако при вязкости нефти более 500—1000 мПа-c и тепловые
методы с обычной скважинной технологией становятся уже нерен-
табельными. При такой высокой вязкости нефти требуется очень
плотная сетка скважин (менее 1—2 га/скв), что связано с боль-
шими затратами, расходами энергии и не всегда экономически
оправдывается. В этих случаях более целесообразной может ока-
заться термошахтная разработка, допускающая бурение скважин
на малом расстоянии друг от друга (20—50 м').
6. Жесткость и соленость воды. Для применения ме-
тода увеличения нефтеотдачи пластов важное значение приобре-
тают свойства пластовой воды и воды, используемой для приготов-
ления рабочего агента. Все физико-химические методы увеличения
нефтеотдачи пластов резко снижают свою эффективность при вы-
сокой солености, и особенно при большом содержании солей каль-
ция и магния в пластовой воде, используемой для приготовления
растворов, вследствие деструкции молекул, адсорбции химических
реагентов, образования осадков, инверсии структуры и снижения
вытесняющей способности растворов. Кроме того, для приготовле-
ния растворов любых химических продуктов из воды необходимо
удалить кислород и биоорганизмы (бактерии), чтобы устранить
условия для образования сероводорода в пласте, для разрушения
растворов микроорганизмами и последующей коррозии оборудова-
ния. При тепловых методах эти свойства воды не имеют значения,
если не считать, что для приготовления пара в парогенераторах
также требуется чистая умягченная лишенная кислорода вода.
7. Глинистость коллектора. Высокое содержание
глины в нефтеносных пластах (более 10%) противопоказано для
всех методов увеличения нефтеотдачи пластов. При высоком содер-
жании глины в пластах физико-химические методы снижают свою
эффективность вследствие большой адсорбции химических продук-
тов. Адсорбция химических реагентов пропорциональна удельной
поверхности пористой среды, которая для алевролитов и полимик-
товых коллекторов в 10—50 раз выше, чем для кварцевых песча-
ников. В результате этого химические продукты выпадают из
растворов, оседают в ближайшей окрестности нагнетательных
скважин, а в основной части пласта нефть вытесняется обедненными
растворами. Применение тепловых методов в высокоглинистых
коллекторах, когда глина служит цементирующим материалом зе-
рен породы, приводит к нарушению консолидации пластов и боль-
шому выносу песка в добывающие скважины.
9*
131
Дополнительные критерии применимости методов увеличения
нефтеотдачи пластов
Помимо указанных критериев, общих для всех методов увели-
чения нефтеотдачи пластов, при выборе одного метода для кон-
кретных геолого-физических условий того или иного месторожде-
ния необходимо руководствоваться следующими дополнительными
частными критериями.
1.	Вытеснение нефти углекислым газом.
Вязкость нефти должна быть меньше 10—15 мПа-с, так как при
более высокой вязкости ухудшаются условия смесимости СО2
с нефтью. Все известные промышленные опыты с углекислым га-
зом проводились на месторождениях с меньшей вязкостью нефти.
Пластовое давление должно быть более 8—9 мПа для обеспе-
чения лучшей смесимости углекислого газа с нефтью, которая
повышается с увеличением давления.
Толщина монолитного пласта более 25 м снижает эффектив-
ность из-за проявления гравитационного разделения газа и нефти
и снижения охвата вытеснением.
2.	Нагнетание водогазовых смесей.
Вязкость нефти более 25 мПа-с неблагоприятна для примене-
ния метода. Как и при обычном заводнении, происходят неустой-
чивое вытеснение нефти и образование байпасов.
Большая толщина пласта способствует гравитационному раз-
делению газа и воды и снижению эффективности вследствие умень-
шения охвата вытеснением.
3.	Полимерное заводнение.
Температура пласта более 70°C приводит к разрушению моле-
кул полимера и снижению эффективности.
При проницаемости пласта менее 0,1 мкм2 процесс полимер-
ного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул рас-
твора больше размеров пор и происходит либо кольматация при-
забойной зоны, либо механическое разрушение молекул.
В условиях повышенной солености воды и содержания солей
кальция и магния водные растворы полиакриламида становятся
неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект за-
гущения (повышения вязкости) воды; полимеры биологического
происхождения не нуждаются в этом ограничении.
4.	Нагнетание водорастворимых ПАВ.
Недопустима температура пласта более 70 °C по тем же причи-
нам, что и для полимера.
Пласты с высокой смачиваемостью водой (гидрофильные)
неблагоприятны для применения водорастворимых ПАВ, так как
их эффект направлен на повышение смачиваемости пористой
среды.
5.	Вытеснение нефти мицеллярными растворами.
Так как мицеллярные растворы обязательно применяются
вместе с полимерными, то на них распространяются те же ограни-
чения по температуре, проницаемости пласта и солености.
132
Мицеллярные растворы на основе нефтяных сульфонатов при
большом содержании солей кальция и магния в пласте, вслед-
ствие ионного обмена этих солей с натрием в сульфонате, превра-
щаются в высоковязкие эмульсии, резко снижающие проводимость
пластов.
Вязкость нефти допускается не более 15 мПа-с, так как для
выравнивания подвижности требуется повышать вязкость мицел-
лярного раствора за счет дорогостоящего компонента (спирта).
Продуктивные пласты могут быть представлены только песчани-
ками,,так как в карбонатных пластах содержится много ионов
кальция и магния, которые разрушают нефтяные сульфонаты
и мицеллярные растворы.
6.	Вытеснение нефти горением.
Вязкость нефти должна быть более 10 мПа-с, так как для
поддержания процесса горения нефти в пласте требуется достаточ-
ное содержание в ней кокса (асфальтенов).
При толщине пласта менее 3 м и проницаемости менее 0,1 мкм2
этот метод нецелесообразен из-за больших непродуктивных потерь
теплоты в кровлю и подошву залежи.
Требуется глубина пласта более 150 м, чтобы обеспечить доста-
точную толщину покрывающих пород для контроля за процессом
горения и не допустить прорыва продуктов горения на поверхность.
7.	Вытеснение нефти паром.
Толщина пласта менее 6 м недопустима по экономическим со-
ображениям. Процесс вытеснения нефти паром становится невыгод-
ным из-за больших потерь теплоты через кровлю и подошву
залежи.
Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за
потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают 3 % на
каждые 100 м глубины, и технических трудностей обеспечения
прочности колонн, особенно у устья скважин.
Желательно, чтобы проницаемость пласта была более 0,2—
0,3 мкм2, а темп вытеснения нефти был достаточно высоким для
уменьшения потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.
Общие потери теплоты в стволе скважин и в пласте не должны
превышать 50 % поданной на устье нагнетательной скважины,
чтобы получить экономический эффект от процесса.
8.	Вытеснение нефти раствором щелочи.
Ограничения в применении этого метода увеличения нефтеот-
дачи пластов минимальные.
Эффективность его применения зависит прежде всего от состава
пластовой нефти.
Метод неприменим, если пластовая нефть обладает малым
индексом кислотности (отношение содержания гидроокиси калия
к массе нефти)— менее 0,5 мг/г.
Применение щелочных растворов не ограничивается температу-
рой и типом коллектора. В отличие от всех других физико-химиче-
ских методов щелочные растворы вполне применимы при темпера-
турах до 150—200 °C, а также в карбонатных пластах.
133:
Поскольку щелочные растворы повышают смачиваемость по-
роды пласта водой, то они обладают преимуществом перед дру-
гими методами для применения в предпочтительно гидрофобных
и гидрофобизованных пластах.
Применение щелочных растворов неэффективно в пластах
с большим содержанием глин (более 10 % ), в которых коэф-
фициент вытеснения нефти такой же, как и обычной водой.
Все приведенные критерии применимости методов увеличения
нефтеотдачи пластов можно использовать лишь для первичного
отбора методов, определения перспектив их внедрения и потен-
циальных масштабов применения.
При выборе методов повышения нефтеотдачи пластов для
какого-либо конкретного месторождения нефти может сложиться
ситуация, когда исходя из указанных критериев, понадобятся два-
три метода. В этом случае принятие решения о применении того
или иного метода повышения нефтеотдачи пластов должно основы-
ваться на детальных технологических и экономических расчетах
с учетом наличия материально-технических средств и капитальных
вложений, а также целей по добыче нефти.
Некоторая часть запасов нефти на многих месторождениях
(с сильнотрещиноватыми пластами) вообще непригодна для при-
менения всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов,
кроме циклического заводнения. Для таких запасов нефти необхо-
дим целенаправленный поиск неизвестных методов или видоизме-
нение, комбинирование известных разработанных методов воздей-
ствия на пласты со специфическими геолого-физическими свой-
ствами.
Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов
. Во всех случаях промышленного испытания и внедрения мето-
дов увеличения нефтеотдачи пластов возникает необходимость
оценки их эффективности по промысловым данным. На стадии
опытных работ это необходимо для того, чтобы принять решение
о целесообразности промышленного применения метода, а на ста-
дии промышленного внедрения, чтобы определить эффективность
от затраченных средств. При этом, естественно, требуется объектив-
ная, достоверная оценка эффективности метода, чтобы не завысить
и не занизить его потенциальных возможностей. При оценке эф-
фективности методов необходимо различать следующие понятия
эффективности.
1. Идеальная (И)—истинная, потенциальная (теоретиче-
ская) эффективность метода, которую можно было бы достигнуть
при самых благоприятных условиях пласта, идеальном проведении
процесса, с использованием всех его энергетических и физических
возможностей.
- 2; Возможная (В)—проектная эффективность метода при
правильном отражении и использовании всех особенностей его
134
механизма и оптимальной технологии процесса для подходящего
месторождения.
3. Достигаемая (Д)— фактическая эффективность метода,
реализуемая в пласте при практических условиях осуществления
процесса, с неизбежными отклонениями от проектной технологии,
с несоответствиями качества материально-технических средств и др.
4. Оцениваемая (О) — измеренная или определенная тем
или иным способом по промысловым данным эффективность метода,
зависящая от точности способа, достоверности исходных данных
и объективности определения.
Обычно идеальная или потенциально возможная эффективность
метода увеличения нефтеотдачи пластов (И) достигается в лабо-
раторных условиях при высокой степени изученности процесса.
На практике такая эффективность недостижима. Например, при
смешивающемся вытеснении нефти газом или мицеллярными рас-
творами достигается извлечение 95—98 % нефти из относительно
однородных пористых сред. В реальных условиях на такое извле-
чение нефти рассчитывать не приходится из-за более сложного
строения пластов и отличия промышленного процесса от лабора-
торного. Однако долгое время коэффициент вытеснения нефти
водой в лабораториях из моделей пласта называли нефтеотдачей
пласта. А некоторые специалисты до сих пор эффективность, полу-
ченную в лаборатории, переносят на практические условия, ото-
ждествляя ее с конечной нефтеотдачей пласта, предельно достижи-
мой в реальных условиях (В).
Возможная или проектная эффективность метода определяется
при проектировании и зависит от адекватности расчетных моделей
процессу и достоверности исходных данных. Даже в лучшем слу-
чае в проектах происходит завышение эффективности процесса,
так как реальные условия разработки пластов зависят от многих
неустойчивых факторов и всегда сложнее схематизированных
упрощенных расчетных моделей фильтрации жидкостей и вытесне-
ния нефти активными агентами. Фактически достигаемая эффек-
тивность метода увеличения нефтеотдачи пласта (Д)—конкретная,
однозначная величина, как правило, ниже проектной эффективности
в силу неизбежных отклонений от заданной (оптимальной) техно-
логии при реализации процесса, изменении характеристик и свойств
рабочего агента, условий его нагнетания, эксплуатации сква-
жин и др.
И наконец, оцениваемая эффективность метода (О) по про-
мысловым данным при точном измерении и определении должна
быть ниже фактически достигаемой, так как весь объем пласта,
подвергнутый воздействию рабочего агента, невозможно измерить,
а косвенные определения эффекта через продукцию и исследова-
ния скважин искажены запаздыванием его проявления.
Поэтому указанные понятия эффективности методов увеличения
нефтеотдачи пластов связаны соотношением
И>В>Д^О.
135
Это всегда необходимо помнить при решении вопроса о приме-
нении метода.
Однако практически оценки и определения эффективности ме-
тодов увеличения нефтеотдачи пластов по промысловым данным
неоднозначны и могут быть как заниженными, так и завышен-
ными, по сравнению с достигаемой эффективностью, из-за следую-
щих одновременно действующих причин:
недостаточность, непредставительность промысловой информа-
ции или отсутствие необходимых данных;
погрешность, искаженность информации (ошибки в размерах
участков);
наложение на результаты побочных эффектов от других прово-
димых мероприятий (циклическое воздействие, обработка сква-
жин, загрязнение призабойных зон, форсирование отбора и др.);
несоответствие используемого способа оценки эффекта особен-
ностям метода;
неопытность или необъективность технологов, определяющих
эффект.
Вследствие этих причин иногда возникают большие противоре-
чия в оценке эффективности и даже возможностей методов, осо-
бенно малопотенциальных. Например, оценки эффективности за-
воднения с поверхностно-активными веществами типа ОП-10, про-
веденные различными специалистами для одних и тех же условий,
отличаются в 3—4 раза (от 2—4 до 10—12 % увеличения конечной
нефтеотдачи пластов). Чтобы достигнуть достоверной оценки эф-
фективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, при прове-
дении промышленных опытов необходимо стремиться к устранению
всех указанных осложняющих причин.
Для этого требуется следующее.
Из каждой скважины извлекать максимум данных о свойствах
пластов, жидкостей, условиях вытеснения нефти и притока нефти,
т. е. обеспечивать полный вынос керна, отбирать пробы нефти,
газа и воды на анализ, проводить геофизические и гидродинами-
ческие исследования, точные замеры дебитов нефти, расходов
и добычи воды, газовых факторов, температуры и др.
Размеры опытных участков и размещение скважин должны
быть такими, чтобы исключить ошибку в проведении границы зоны,
подвергнутой воздействию рабочего агента. Измерения всех вели-
чин и параметров должны быть максимально точными.
Во время проведения нового процесса воздействия на пласты
надо обеспечить чистоту призабойных зон скважин (не загряз-
нять), сохранять неизменными условия эксплуатации скважин не
только в пределах опытных участков, но и смежных зон. Если же
изменения условий разработки залежи (циклическое воздействие,
изменение направления потоков жидкости, обработки призабойных
зон скважин, повышение депрессий на пласт и др.) неизбежны,
то требуется разделение эффектов от нового метода и от других
мероприятий. Загрязнение призабойных зон может исказить реаль-
ную эффективность метода.
136
Эффективность разных методов увеличения нефтеотдачи пла-
стов, применяемых в различных геолого-физических условиях, тре-
буется определять различными способами в зависимости от харак-
тера проявления эффекта и наиболее представительных показа-
телей.
Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов
должны определять специалисты, понимающие механизм процессов,
физико-химические и гидродинамические процессы, а также гео-
логическое строение нефтяного пласта.
Оценка технологического эффекта
на поздней стадии разработки
Объективная экстраполяция показателей добычи нефти и дру-
гих показателей разработки залежи, участка — основной и наи-
более точный способ определения технологического эффекта по
фактическим результатам опытно-промышленных работ или про-
мышленного внедрения метода повышения нефтеотдачи пластов.
Существуют различные способы графоаналитического или стати-
стического анализа эффективности методов увеличения нефтеот-
дачи пластов, основанные на отыскивании эмпирической зависи-
мости изменения показателей разработки базового варианта
в период до начала применения метода и экстраполяции ее на
будущий период его применения.
1.	Зависимость нефтеотдачи г] от накопленного отбора жид-
кости, отнесенного к балансовым запасам т: tj = f (т).
2.	Зависимость накопленной добычи нефти QB от логарифма
накопленного отбора воды QB или жидкости Q« : Qn=f (1g Qb) или
QH=f (1gQ®)-
3.	Зависимость логарифма суммарного водонефтяиого отноше-
ния w от логарифма накопленного отбора воды QB : 1g w = f (lg Qb).
4.	Зависимость логарифма текущего водонефтяного отноше-
ния w от накопленной добычи нефти QH:lgw = f (Qh).
5.	Зависимость логарифма доли нефти добываемой продук-
ции fin от логарифма накопленного отбора жидкости Q?k : 1g Пп=
=f№Q*).	А	,
6.	Зависимость текущей добычи нефти qn от времени г: q=[ (t).
7.	Зависимости нефтеотдачи от вязкости ц.о, проницаемости k,
песчанистости ka, плотности сетки сюважин S и относительного от-
бора жидкости V : т)=/ (ц0, k, S, kB, V).
Если базовым вариантом разработки являлось заводнение, то
отыскиваются такие способы выражения накопленной добычи
нефти, которые приближались бы к прямолинейной зависимости ее
от другого промыслового показателя (характеристики вытесне-
ния). Если базовыми являлись режимы истощения, то удобнее
анализировать изменение текущих показателей — отборов нефти,
или дебитов нефти на одну добывающую скважину.
137
Рис. 34. Зависимость фактическая (У)
и прогнозная (2) накопленной добычи
нефти QH от логарифма накопленной
добычи воды (жидкости) lgQB(lg Q»).
AQH, Лт) — прирост накопленной добычи
нефти и нефтеотдачи соответственно;
AQB — экономия воды (жидкости)
Рис. 33. Зависимость накопленной до-
бычи нефти и нефтеотдачи пласта т] от
безразмерного времени т без применения
(У) и с применением (2) методов увели-
чения нефтеотдачи.
AQ, ДТ) — соответственно прирост накопленной
добычи нефти и нефтеотдачи за счет метода
повышения нефтеотдачи пласта (МПНП);
Те, тм—предельное безразмерное время для
заводнения и применяемого МПНП соответ-
ственно
Рис. 35. Зависимость фактическая (У)
и прогнозная (2) логарифма водонеф-
тяного фактора lg w от логарифма
накопленной добычи воды lg QB
Рис. 36. Зависимость фактическая (1)
и прогнозная (2) логарифма водо-
нефтяного фактора lg w от накоплен-
ной добычи нефти QH
В настоящее время создано несколько десятков аппроксимаций
фактических показателей разработки объектов при заводнении.
Большое их разнообразие связано с попытками уменьшить прису-
щие всем им следующие недостатки.
138
Рис 37. Зависимость фактическая (1)
и прогнозная (2) логарифма доли
нефти в потоке 1g п„ от логарифма
накопленной добычи жидкости lg
Рис. 38. Зависимость фактическая (/)
и прогнозная (2) изменения текущей
добычи нефти q от времени t.
qc — начальный дебит (добыча)
Применение способов прогнозирования основных технологиче-
ских показателей разработки при заводнении возможно только
при обводнении добываемой продукции скважин от 30 до 90 %.
Все имеющиеся способы не учитывают технологических изме-
нений при разработке объекта (бурение дополнительных скважин,
изменение ражима работы скважин и др.).
Отсутствие универсальных способов, применимых для любых
объектов, и в результате необходимость предварительной апроба-
ции в конкретных условиях.
Период прогноза на будущее не может быть больше периода,
предшествующего обводнению. На ранних стадиях заводнения это
ограничивает их применение, точность прогноза становится очень
низкой.
Несмотря на указанные недостатки, сопоставление фактиче-
ских показателей разработки объекта с применением метода повы-
шения нефтеотдачи пластов и прогнозных, полученных до приме-
нения метода, наиболее надежно и наглядно (рис. 33).
Большой практический опыт использования различных графо-
аналитических способов сравнения показателей разработки раз-
личных объектов, прогноза перспектив разработки месторождений
при заводнении, оценки технологической эффективности различных
технологических мероприятий, проводимых на месторождениях,
позволяет рекомендовать пять предпочтительных способов
(рис. 34—38), к основным достоинствам которых относятся сле-
дующие:
достаточно высокая надежность получаемых результатов;
простота использования и наглядность;
возможность интегрального учета геологических особенностей
строения пласта;
139
возможность определения различных показателей эффективно-
сти и добычи нефти за счет применения метода, снижения добычи
воды, повышения темпа разработки и др.
Точность оценки технологической эффективности методов
в значительной мере зависит от соблюдения технологии разработки
объекта во время применения метода (такой же, как и до приме-
нения), а также от длительности периода, на который проводится
экстраполяция.
Применение указанных способов оценки эффективности мето-
дов в каждом конкретном случае требует предварительной их
апробации для данного месторождения или района. На основании
этой апробации дается оценка точности их применения по диспер-
сии фактических и расчетных данных.
Если базовым вариантом разработки служит режим истощения,
то экстраполируются фактические показатели текущей добычи
нефти во времени (см. рис. 38). При этом добыча нефти до приме-
нения метода может аппроксимироваться показательной, гипербо-
лической или гармонической функцией. Выбор приемлемой функ-
ции, как и в предыдущих случаях, определяется наименьшей дис-
персией фактических и расчетных данных.
Добыча нефти за счет применения метода определяется как
разница фактических и расчетных показателей для базового ме-
тода, полученных экстраполяцией на одинаковый объем добытой
жидкости или время.	\
Применение метода на поздней стадии не искл4очает как допол-
нительный способ оценки эффективности сравнение технологиче-
ских показателей опытного и контрольного участков.
Оценка технологического эффекта при применении
методов увеличения нефтеотдачи пластов с начала разработки
К наиболее трудным и неопределенным для оценки технологи-
ческого эффекта относятся случаи, когда метод повышения нефте-
отдачи пластов применяется с самого начала разработки, как, на-
пример, применение ПАВ при разработке месторождений Западной
Сибири, применение тепловых методов для разработки Каражан-
басского, Усинского и других месторождений.
Сложность этого обусловлена отсутствием возможности срав-
нить фактические данные разработки залежи при базовом
варианте и данные на опытном участке применения метода. По-
этому оценка технологического эффекта от применения метода
базируется либо на расчетных показателях разработки опытного
участка, либо на фактических результатах разработки другого
участка, так называемого контрольного.
В первом случае возможны погрешности, связанные с неточ-
ностью исходной информации или методики расчетов. Во втором
случае трудность заключается в выборе контрольного участка,
который должен быть идентичен опытному как по геолого-физи-
ческим свойствам, так и по условиям разработки. Выдержать же
140
идентичность опытного и контрольного участков по всем показа-
телям не удается практически никогда. В результате возможна
неоднозначность в определении технологического эффекта. А по-
скольку этот показатель имеет не только теоретическое, но и прак-
тическое значение, у одних специалистов возникает заинтересо-
ванность в эффекте, а у других — недоверие к результатам его
определения. Это особенно проявляется при испытании методов,
характеризующихся незначительным приростом нефтеотдачи пла-
стов (таких, как заводнение с ПАВ, серной кислотой) и длитель-
ным периодом до начала ощутимого реагирования добывающих
сква5кин на воздействие, особенно в начальный период применения
методов.
Для выхода из этого положения есть два пути. Один состоит
в том, что неопределенность оценок эффекта можно преодолеть ста-
тистически, т. е. большим числом опытных работ и соответствующей
их обработкой методами многофакторного анализа. Для этого
необходимо тщательно анализировать все результаты опытных ра-
бот, сопоставлять лабораторные и промысловые результаты, обоб-
щать опыт применения метода на многих участках, накапливать
данные для статистической обработки. С течением времени по-
явится уверенность в точности определения технологического эф-
фекта тех или иных методов увеличения нефтеотдачи пластов. Это
верный, но долгий путь.
Другим путем, наиболее достоверным, на наш взгляд, является
сопоставление фактических результатов разработки малого по раз-
меру опытного участка при строго выдержанной технологии с по-
казателями разработки того же участка, полученными на основе
адекватной математической модели. После полной адаптации
математической модели к фактическим данным опытного участка
эффект от применения метода может определяться сравнитель-
ным расчетом с базовым вариантом. При этом сравниваются кри-
вые 2QH. 6=f (т) и 2Qh.m=F(t) или т]б=/(т) и цм=/ (т). При
необходимости вводятся коррективы на различие темпов разра-
ботки или поправки на несоответствие проектных и фактических
показателей.
Применение тепловых методов для разработки высоко-
вязких нефтей обычно приводит к существенному увеличению
нефтеотдачи и текущих дебитов нефти по сравнению с разработ-
кой на истощение. В этом случае при определении технологиче-
ского эффекта рекомендуется использовать метод так называемых
«долевых коэффициентов», представляющих собой отношение при-
роста конечной нефтеотдачи к общей нефтеотдаче. Добыча нефти
за счет применения метода определяется умножением полной
добычи нефти на коэффициент долевого участия метода. Примени-
мость метода «долевых коэффициентов» для тепловых методов
подтверждена на Кенкиякском и Хоросанском месторождениях.
В тех случаях, когда без применения методов увеличения
нефтеотдачи пластов разрабатывать залежи экономически нецеле-
сообразно, всю нефть следует считать добытой за счет применения
141
методов. Примером могут служить разработка Ярегского место-
рождения нефти очень высокой вязкости, а также месторождения
битумов в Татарии, на которых без тепловых методов воздействия
добыча нефти приктически невозможна.
В случаях незначительных приростов нефтеотдачи пластов
в начальный период рекомендуется определять добычу нефти за
счет применения метода умножением объема (массы) закачанного
реагента на установленную расчетом или опытом удельную добычу
нефти, т. е. добычу на единицу объема (массы) израсходованного
реагента. Такой метод применяется при оценке эффекта от нагне-
тания серной кислоты на Ромашкинском месторождении.
Если метод применяется на месторождении, данные разработки
которого хорошо вписываются в имеющиеся корреляционные за-
висимости от геолого-физических свойств пласта, то показатели
базового варианта в отдельных случаях можно определять по ним.
Оценка экономического эффекта
Показателем экономической эффективности методов увеличе-
ния нефтеотдачи пластов служит годовой экономический эффект.
Его можно определять на основе сопоставления приведенных
затрат базового варианта и разработки с применением метода.
Приведенные затраты представляют собой сумму себестоимости
и нормативной прибыли:
3 = C±EK,
где С — себестоимость добычи нефти,.; руб/т; К—удельные капи-
тальные вложения в производственные фонды, руб/т; Е — норма-
тивный коэффициент эффективности капитальных вложений (для
методов повышения нефтеотдачи как новых технологических
процессов разработки нефтяных месторождений принимается
равным 0,15); 3 — приведенные затраты, руб/т.
При определении годового экономического эффекта должна
быть обеспечена сопоставимость базового и внедряемого вариан-
тов разработки месторождения по объему добычи нефти. Для
сопоставления приведенные затраты в базовом варианте увеличи-
ваются на сумму, необходимую для получения того же объема
добычи нефти, что и в варианте с применением метода увеличе-
ния нефтеотдачи. Разница в объемах добычи нефти представляет
собой дополнительную добычу за счет применения метода. Уве-
личение приведенных затрат равно произведению дополнительной
добычи нефти на специальный норматив удельных приведенных
затрат на одну тонну прироста добычи нефти.
Таким образом, годовой экономический эффект определяется
по формуле‘
Э = Зб<7б+ Н bq — 3wqw,
где ^б, 9м — соответственно добыча нефти (годовая) при базовом
и внедряемом методе разработки, т; Д<7=9м—9б — дополнитель-
142
Рис. 39. Зависимость технологического qB и экономического Сп эффекта от вре-
мени применения новых методов t.
1 и 1' — соответственно добыча и себестоимость нефти при заводненнн; 2 и Z. 3 н 3', 4 н 4' —
добыча нефти и себестоимость при новых методах разработки, внедряемых на разных ста-
диях; заштрихованные области — эффект от новых методов в добыче нефти
ная добыча нефти (годовая) за счет применения метода, т; Н —
специальный норматив удельных приведенных затрат на 1 т при-
роста добычи нефти, руб/т; Зб, Зм— соответственно приведенные
затраты на добычу одной тонны нефти при базовом и внедряемом
методе; Э — годовой экономический эффект, руб.
В тех случаях, когда разработка месторождения (залежи)
при обычном заводнении или на режиме истощения технологиче-
ски невозможна либо применение метода начинается после дости-
жения предела рентабельности при обычной технологии, вся до-
быча нефти может считаться дополнительной, добытой за счет
применения метода — нулевой вариант (рис. 39).
В этих случаях в качестве базы сравнения для определения
экономической эффективности принимается норматив удельных
приведенных затрат на 1 т прироста добычи нефти:
Э — (Н — Зы)дм.
V. Физико-гидродинамические методы повышения
нефтеотдачи пластов при заводнении
Циклическое воздействие на пласты при заводнении
Как отмечалось, при благоприятных геолого-физических ус-
ловиях месторождений заводнение нефтяных залежей может обес-
печивать нефтеотдачу пластов до 60—65 % и более. Однако пол-
нота охвата пластов заводнением и конечная нефтеотдача их
143
резко снижаются при усилении степени геологической неоднород-
ности разрабатываемых объектов.' В сильно неоднородных пла-
стах нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам
по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя невытесненной
нефть в малопроницаемых слоях, участках, зонах и пр. Неравно-
мерные прорывы воды имеют место также и в однородных пла-
стах при повышенной вязкости нефти за счет неустойчивости
фронта вытеснения. Это приводит к тому, что участки нефтяных
залежей за фронтом заводнения представляют собой бессистемное
чередование заводненных высокопроницаемых и нефтенасыщен-
ных менее проницаемых слоев и зон. Последние могут достигать
до 30—50 % от нефтенасыщенного объема.
Дополнительный охват заводнением не вовлеченных в раз-
работку нефтенасыщенных зон и участков может способствовать
увеличению нефтеотдачи пластов при обычном заводнении, про-
длению безводного периода добычи нефти, уменьшению относи-
тельных объемов добываемой воды и т.д.
Одними из эффективных способов достижения указанной цели
могут служить предложенное в 50-е годы циклическое, иногда
называемое импульсным, нестационарное заводнение послойно
неоднородных продуктивных пластов и, как сопутствующий ему,
способ изменения направления, кинематики потоков жидкости
в систему скважин по простиранию неоднородных пластов [33],
широко применяемые на практике.
Механизм процесса. .Суть метода циклического воз-
действия и изменения направления потоков жидкости заклю-
чается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по
размерам пор, по проницаемости слоев, пропластков, зон, участ-
ков и неравномерной их нефтенасыщенностыо (заводненностью),
вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти
и нагнетанием воды через дискретные точки — скважины, искус-
ственно создается нестационарное давление. Оно достигается из-
менением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жид-
кости из скважин в определенном порядке путем их периодиче-
ского повышения и снижения.
В результате такого нестационарного, изменяющегося во вре-
мени воздействия на пласты в них периодически проходят волны
повышения и понижения давления. Слои, зоны и участки малой
проницаемости, насыщенные нефтью, располагаются в пластах
бессистемно, обладают низкой пьезопроводностью, а скорости
распространения давления в них значительно ниже, чем в высоко-
проницаемых нефтенасыщенных слоях, зонах, участках. Поэтому
между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают
различные по знаку перепады давления. При повышении дав-
ления в пласте, т. е. при увеличении объема нагнетания воды
или снижении отбора жидкости, возникают положительные
перепады давления — в заводненных зонах давление выше,
а в нефтенасыщенных ниже. При снижении давления в пласте,
т. е. при уменьшении объема нагнетаемой воды или повышении
144
отбора жидкости, возникают отрицательные перепады давления —
в нефтенасыщенных зонах давление выше, а в заводненных ниже.
Под действием знакопеременных перепадов давления проис-
ходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном
пласте, направленное на выравнивание насыщенностей и устране-
ние капиллярного неравновесия на контакте нефтенасыщенных
и заводненных зон, слоев, участков.
Многократные скачки насыщенностей, возникающие вследствие
неравномерного вытеснения нефти водой из неоднородных пла-
стов, ,создают неравновесное состояние капиллярных сил на кон-
такте зон с разной насыщенностью. Но сами по себе капиллярные
силы могут выравнять насыщенность в пластах за очень длитель-
ный период времени [33]. Возникновение знакопеременных пере-
падов давлений между зонами (слоями) разной насыщенности спо-
собствует ускорению капиллярной, противоточной пропитки водой
нефтенасыщенных зон (слоев) — внедрению воды из заводненных
зон в нефтенасыщенные по мелким поровым и перетоку нефти из
нефтенасыщенных зон в заводненные по крупным поровым кана-
лам. Без знакопеременных перепадов давления между зонами
с разной насыщенностью самопроизвольно капиллярный проти-
воток жидкостей происходить не может в силу переменного сече-
ния поровых каналов, в которых капиллярное вытеснение нефти
водой носит прерывистый характер.
Циклическое воздействие на пласты, создавая знакоперемен-
ные перепады давления между зонами (слоями) разной насы-
щенности (проницаемости), способствует преодолению прерыви-
стого характера проявления капиллярных сил, выравниванию
насыщенностей, т. е. повышению охвата заводнением неоднород-
ных пластов. Изменение направления потоков жидкости между
скважинами (в плане) усиливает этот процесс повышения охвата
пластов заводнением.
Технология циклического воздействия на пла-
сты. Технология процесса изучалась экспериментально, путем
приближенных и строгих аналитических исследований. В при-
ближенной расчетной схеме нами был описан только первый цикл
процесса. В экспериментальных и аналитических работах изуча-
лись вопросы неустановившейся фильтрации несмешивающихся
жидкостей в пласте при различной технологии периодического
изменения давления или расхода воды — величина и особенности
перетоков жидкости между слоями и зонами разной проницае-
мости, оценка эффективности процесса. Во всех известных иссле-
дованиях реальный пласт представляется в виде двухслойной си-
стемы с различной характеристикой слоев. О. Э. Цынковой была
предложена математическая модель процесса, которая в настоя-
щее время используется при проектировании разработки место-
рождений с использованием рассматриваемого метода. На основе
указанной модели большие исследования технологии процесса
заводнения неоднородных пластов при нестационарном воздей-
ствии провела И. Н. Шарбатова под руководством автора, часть
Заказ № 281
145
результатов которых используется ниже. Модель позволяет учи-
тывать необходимые технологические условия процесса, перепады
давления нагнетания, изменения расхода воды, частоту колеба-
ний давления (расхода) и определять эффективность процесса
в виде безразмерных коэффициентов, представляющих собой
отношения:
текущих отборов нефти при циклическом и обычном заводне-
нии S;
накопленных отборов нефти при циклическом заводнении
за время применения метода к накопленному за то же время
количеству нефти при обычном заводнении xt;
накопленных отборов нефти с начала разработки при цикли-
ческом и обычном заводнении х2-
Использование этой модели позволило выявить ряд основных
безразмерных параметров, определяющих оптимальную техно-
логию процесса. К ним относятся следующие.
1.	Относительная частота смены циклов. Измене-
ние расхода нагнетаемой воды, являющееся критерием нестаци-
онарности процесса:
о = copCjim/2fe~1,
где о — относительная частота циклов; — рабочая абсолютная
частота колебаний расхода; С — коэффициент упругости породы
и жидкости; р,, т, I, k — характерные средние вязкость, пори-
стость, длина и проницаемость пласта соответственно.
Установлено, что оптимальное значение относительной ча-
стоты смены циклов со=2. Это значение отвечает завершению
распределения пластового Давления, а также достижению макси-
мальных перетоков жидкости по длине пласта.
Из указанного соотношения для обоснования режима цикли-
ческой закачки воды в пласты определяется оптимальная рабо-
чая частота смены циклов:
<ор = 2х//2, или t = l2!2x,
где x=k/iiCtn — средняя пьезопроводность пласта; t — длитель-
ность полуцикла нестационарного воздействия.
Отсюда следует, что, во-первых, рабочая частота колебаний
должна быть тем больше, чем хуже упругая характеристика
пласта, во-вторых, по мере продвижения фронта вытеснения
(с ростом I) частота должна уменьшаться, т. е. циклы должны
удлиняться.
Для определения длительности циклов нестационарного воз-
действия можно пользоваться диаграммой (рис. 40). Прямые
линии, выходящие из начала координат, есть линии равных пери-
одов. Дак видно, при конкретном значении пьезопроводности
пласта 10000 см2/с, по мере удаления фронта вытеснения от
линии нагнетания воды от 100 до 700 м, продолжительность
циклов должна увеличиваться от 10—15 до 75—80 сут. А если
процесс циклического воздействия на пласты проводится с начала
146
Рис. 40. Диаграмма для определения длительности циклов нестационарного воз-
действия t в зависимости от пьезопроводности пласта х и удаления фронта вы-
теснения I
заводнения, то продолжительность циклов должна быть не более
1—10 сут. С увеличением пьезопроводности пласта продолжитель-
ность циклов уменьшается, особенно для трещиноватых пластов.
2.	Относительная амплитуда колебаний рас-
хода нагнетаемой воды, представляющая собой отноше-
ние превышения (снижения) уровня нагнетания воды при цикли-
ческом заводнении над средним объемом нагнетания к среднему
уровню закачки при обычном заводнении:
Ь = (Qia Qo. a)/Qo. з>
где Qia — максимальный (или минимальный) уровень закачки
(в зависимости от фазы цикла) при циклическом заводнении;
Qo.3 — средний уровень закачки при обычном заводнении; i—
номер фазы цикла (i=l, 2).
Очевидно, что при условии необходимости сохранения сред-
него объема циклической закачки воды равным объему при обыч-
ном заводнении максимальное значение относительной амплитуды
колебания расходов воды не может быть более единицы (Ь^1).
Это означает, что в полупериод повышения давления нагнета-
ния объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полу-
период снижения давления — сокращаться до нуля в результате
отключения нагнетательных скважин.
3.	Относительное время начала нестационар-
ной закачки воды, характеризующее длительность периода
обычного заводнения, предшествующего циклическому. Этот па-
раметр определяется с учетом масштаба времени, разработки
пласта при обычном заводнении до прорыва воды в реальных
условиях эксплуатации по слою с большой проницаемостью.
10*
147
Относительное время начала циклического заводнения можно
определить следующим образом:
т* = /*/(^пр),
где t* — длительность эксплуатации объекта при обычном завод-
нении; /Пр — длительность эксплуатации объекта от начала завод-
нения до момента прорыва воды (определяется по динамике
обводнения) при обычном заводнении по слою с проницае-
мостью ki.
Когда разработка залежи осуществляется с самого начала
с применением метода циклической закачки воды,-то т* = 0, если
нагнетательные скважины переводятся на нестационарный режим
работы некоторое время спустя, то т*>0.
Свойства пластов, влияющие на процесс. Неод-
нородность коллектора по толщине и проницаемости оказывает
самое большое влияние на процесс циклического воздействия.
В реальных условиях эта неоднородность пластов очень сложно
изменяется по простиранию залежей. При моделировании про-
цесса циклического заводнения она схематизируется системой,
представленной двумя слоями с разными проницаемостью и тол-
щиной. Исходной информацией для интерпретации реального
пласта двухслойной моделью служат результаты поинтерваль-
ных замеров проницаемости геофизическими методами. Схема
построения геологической модели пласта для изучения процесса
соответствует в принципе только условиям гидродинамических
перетоков жидкости между слоями разной проницаемости при
изменении режима нагнетания воды в пласты.
При такой схематизации пласт характеризуется следующими
относительными параметрами:
Hi и Н2— относительные толщины слоев, причем Hi + Н2 = 1;
ki и k2—относительные проницаемости слоев.
Произведение V=±=(ki — 1) (1 — k2) служит мерой неоднород-
ности коллектора.
На основе геофизических измерений по некоторым пластам
месторождений Татарии и Западной Сибири получены значения
их показателей неоднородности (табл. 24).
Таблица 24
Показатели неоднородности различных пластов
Месторождение, пласт		#2	(Л,-1) (1-й2)	^ср
Ромашкинское, Д1	2	0,5	0,5	0,67
Самотлорское:				
б8	2,4	0,41	0,83	0,71
Бю	2,7	0,41	1	0,79
А4+б	2,1	0,36	0,7	0,77
Аа+з	3,5	0,17	2,16	0,87
Мамонтовское, Б1о	2,3	0,37	0,82	0,75
148
Очень важным свойством пластов является также степень
гидродинамической изолированности слоев, характеризующаяся
коэффициентом представляющим собой отношение площади
непроницаемой части контакта слоев ко всей рассматриваемой
площади пласта. Этот параметр вводится аддитивно в показа-
тель относительного времени т* и характеризует запаздывание
начала циклического заводнения:
т*=т + 1-
Для интегрального отражения роли капиллярных сил в эф-
фективности циклической закачки воды вводится коэффициент
удержания воды в нефтенасыщенных слоях (зонах) 0. Он пред-
ставляет собою долю воды, удержанной капиллярными силами
в малопроницаемом нефтенасыщенном слое, куда она поступила
из обводненного высокопроницаемого слоя за счет циклического
воздействия, и записывается в виде.
₽ = (V.-|-V2)/2,
где Vi — объем воды, поступившей в малопроницаемый слой в по-
луцикле повышения давления нагнетания; Vs-—объем воды, вы-
шедшей из малопроницаемого слоя в полуцикле снижения дав-
ления нагнетания.
Очевидно, что при р = 0, когда вода не удерживается в мало-
проницаемом слое, процесс циклического заводнения не будет
эффективным. Такой случай возможен или в сильно гидрофоби-
зованных пластах, когда контактный угол смачивания поверх-
ности пор приближается к 90°, или в микрооднородной пористой
среде, когда поровые каналы (поры) одинаковы по размеру.
Однако и то и другое в реальных пластах не имеет места.
Максимальный эффект можно получить в том случае, когда
весь объем внедрившейся воды будет удерживаться в малопрони-
цаемом слое (0=1). При сильном проявлении капиллярных сил
0 является функцией безразмерного параметра водонасыщенно-
сти, времени цикла и может достигать 0,7—0,8, т. е. 70—80 %
воды, внедрившейся в малопроницаемые слои, удерживается там,
а 20—30 % возвращается в высокопроницаемые слои.
Для конкретных объектов разработки этот коэффициент
будет зависеть от смачиваемости и микронеоднородности пори-
стой среды и должен определяться экспериментально при раз-
личных режимах процесса на естественных образцах пласта
(кернах).
Эффективность циклического воздействия на пласты
Проведенные исследования влияния различных факторов на
эффективность процесса позволили установить идентичность за-
висимостей показателей эффективности циклического заводнения
для коллекторов разных типов (рис. 41). На рис. 41 конец раз-
149
Рис. 41. Зависимость показателей эф-
фективности циклического заводне-
ния— текущей добычи S, накоплен-
ного отбора нефти Х|, нефтеотдачи х2
от безразмерного времени т для ус-
ловий пласта А4_б Самотлорского ме-
сторождения
Рис. 42. Зависимость прироста теку-
щей добычи нефти Smax ОТ аМПЛИ-
туды давления нагнетания Ь.
V = (fci — l)(fe2 — I) — показатель неодно-
родности пласта по проницаемости
работки месторождения соответствует прорыву воды в добываю-
щую галерею по слою с меньшей проницаемостью (т=1/&2). т. е.
полному охвату пласта заводнением, и эффект от циклического
воздействия сводится к нулю. На практике же эксплуатация
нефтяной залежи осуществляется при помощи скважин, и из со-
ображений рентабельности разработка не доводится до полного
обводнения добываемой продукции. Поэтому в реальных усло-
виях метод циклического заводнения не только интенсифицирует
процесс заводнения, но одновременно и увеличивает нефтеотдачу
пластов за счет повышения охвата их заводнением к моменту
достижения экономического предела рентабельности эксплуа-
тации.
Эффективность нестационарного циклического воздействия
на пласты изменением давления нагнетания воды растет почти
пропорционально увеличению амплитуды колебания расхода воды
(рис. 42).
Во всех случаях зависимость Smax=f(fe) выражается практи-
чески прямой линией (см. рис. 42). Из рисунка видно также, что
для получения равных дополнительных отборов нефти из коллек-
торов различной неоднородности необходимо задавать различный
режим нагнетания: чем меньше толщинная проницаемостная
150
неоднородность коллектора, тем значительнее должны быть ам-
плитуды колебания расхода воды и, естественно, колебания дав-
ления нагнетания.
В реальных условиях амплитуда колебания расхода воды не
может быть бесконечно большой. Увеличение объема нагнетания
воды (при постоянном числе нагнетательных скважин) ограничи-
вается возможностями насосов, устанавливаемых в системе за-
воднения. Сокращение же объема нагнетания воды, следствием
которого является снижение пластового давления, не должно при-
водить к снижению его величины намного ниже давления насы-
щения. Как отмечалось, на практике целесообразно снижение
пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения
нефти газом не более чем на 15—20 %.
Оснащение промыслов современными насосами позволяет
осуществлять процесс циклической закачки воды в пласты без
дополнительных затрат на переустройство системы заводнения.
Осуществление циклического заводнения с полной остановкой
нагнетательных скважин (6 = 1), когда в фазу повышения давле-
ния нагнетания расход увеличивается в 2 раза (при сохранении
неизменным среднего уровня закачки), может потребовать уста-
новки высоконапорных насосов, позволяющих закачивать воду
при максимальных давлениях на устье скважин до 22—25 МПа.
При выборе той или иной амплитуды нужно учитывать, что
отключение нагнетательных скважин и даже ограничение объе-
мов закачки воды уменьшением давления нагнетания могут при-
вести к замерзанию нагнетательных скважин и водоводов в зим-
нее время или появлению в них нефти.
Эффективность циклического заводнения снижается с ростом
относительного времени начала циклического заводнения т*.
Время начала циклического заводнения влияет не только на
величину эффекта, но и на длительность его проявления, а также
на время достижения максимального значения эффективности.
Чем раньше начато циклическое заводнение, тем большую долю
дополнительной накопленной добычи нефти можно обеспечить
к концу разработки в общем объеме накопленной добычи нефти.
Начало применения метода на поздней стадии разработки надо
считать менее целесообразным, поскольку дополнительная до-
быча нефти за счет метода приходится на период, когда разра-
ботка сопровождается отбором больших количеств воды (рис. 43).
Для некоторых нефтяных месторождений на этом рисунке пока-
зано изменение максимальных значений текущих показателей
эффективности метода xi (прироста добычи нефти) в зависимо-
сти от относительного времени начала циклического заводнения
т*. Из рисунка видно, что при увеличении т* максимальные зна-
чения Xi по всем объектам резко снижаются. С учетом масштаба
времени часть зависимостей (рис. 43) перестроена в абсолютном
времени /* (рис. 44). При пересчете использовалась прогнозная
Динамика обводнения продукции этих объектов, полученная при
определении перспектив их разработки.
151
Рис. 43. Зависимость относительной дополнительной добычи нефти х1Шах от отно-
сительного времени начала циклического заводнения т* для разных месторож-
дений.
Месторождения: 1 — Шанмское; 2 — Жетыбайское; 3 — Азнакаевская площадь, Ромашкин-
ское, Др 4 — Западно-Сургутское, БСкГ, 5 — Абдрахмановская площадь, Ромашкинское, Дх;
6, 7, 8 — Самотлорское, АВ4_6, БВ2 н BBt соответственно
Обращает на себя внимание то обстоятельство, что темп паде-
ния эффективности процесса с ростом t* по пластам Самотлор-
ского месторождения гораздо значительнее, чем по пласту Д1
Ромашкинского месторождения. Различие в характере изменения
Xi от /* можно объяснить разными типами коллекторов на ука-
занных месторождениях. На основании рис. 43 и 44 можно счи-
Рис. 44. Зависимость дополнительной добычи нефти Ximax от времени начала
циклического заводнения т* для разных месторождений.
Месторождения: 1, 2, 3— Самотлорское, соответственно БВю, БВв, АВ4_5; 4 — Абдрахмайов-
ская площадь, Ромашкинское, Д1; 5 — Азнакаевское,
152
Рис. 45. Номограмма эффективности циклического заводнения
тать, что месторождение целесообразно разрабатывать с самого
начала с циклическим заводнением, т. е. оптимальным считать
т*=0.
При прочих одинаковых параметрах эффективность цикличе-
ского заводнения является функцией неоднородности V=(&i —
— 1) X (1 — k2) и гидропроводности более проницаемого слоя
kiH} (рис. 45). Нанесенные на диаграмме кривые (1—38) яв-
ляются изолиниями максимальных накопленных дополнительных
отборов нефти только при циклическом заводнении (||х2|| — 1).
Реальными значениями ||х2|| — 1 следует считать значения, рас-
положенные в области I (см. рис. 45) и изменяющиеся в пределах
от 1 до 20%. Значения ||и2|| — 1, расположенные в областях II
и III, являются практически нереальными. Эффективность про-
цесса циклического воздействия на пласты увеличивается с ро-
стом V и kiHi. По номограмме (см. рис. 45) можно, не обращаясь
к помощи ЭВМ, оценить возможный максимальный прирост
нефтеотдачи при циклическом заводнении, начало которого сов-
падает с началом обычного заводнения (т* = 0) при заданных ам-
плитудном факторе рй = 0,5 и относительной частоте смены цик-
лов со=2. Полученные результаты дают основание предполагать,
что метод циклической закачки воды применим везде, где разра-
ботка осуществляется с использованием обычного заводнения.
Влияние степени гидродинамической разобщенности слоев Т
на эффективность циклического заводнения залежей изучено
с различной неоднородностью по проницаемости (V). С увеличе-
нием распространения изолирующего непроницаемого прослоя эф-
фективность процесса циклического заводнения, естественно,
153
Рис. 46. Влияние степени расчленен-
ности пласта ф на дополнительную
добычу нефти (прирост нефтеотдачи)
||х2|| при разной неоднородности V
снижается. Качественная карти-
на динамики относительных по-
казателей циклического заводне-
ния в зависимости от степени
разобщенности слоев для кол-
лекторов всех типов остается
идентичной (рис. 46).
Для каждого сочетания про-
ницаемостей слоев существует
свое предельное значение фщах,
выше которого применение цик-
лического заводнения может ока-
заться нецелесообразным. В об-
щем случае такой величиной
можно считать ф=0,4—0,5, и, как
показали исследования, при
= 0,5 во всех случаях максималь-
ный эффект накопленной добычи нефти ЦхгН или слишком мал, или
вообще отсутствует.
Таким образом, циклическое воздействие на неоднородные
пласты способствует увеличению текущего уровня добычи нефти
и конечной нефтеотдачи за счет повышения охвата их заводне-
нием. Эффект от циклического воздействия на пласты увеличи-
вается с повышением гидрофильности пласта (смачиваемости),
микронеоднородности пористой среды, проницаемостной (слои-
стой) неоднородности, сообщаемости слоев, а также с увеличе-
нием амплитуды колебания давления нагнетания воды и с при-
менением процесса на более ранней стадии заводнения.
Водогазовое циклическое воздействие на пласты
Значительно раньше, чем заводнение, с целью поддержания
пластового давления и вытеснения нефти из истощенных пластов
на многих месторождениях (особенно в США) использовали
технологию нагнетания природного или нефтяного газа. При
этом вначале газ нагнетали в пласты при давлениях, не обеспе-
чивающих смесимость его с нефтью. До применения искусствен-
ного заводнения нефтяных залежей технологию вытеснения нефти
газом экономически считали вполне оправданной, так как она
позволяла поддерживать дебиты скважин и повышать нефтеот-
дачу пологозалегающих пластов на 5—10 % по сравнению с ре-
жимом растворенного газа, а крутозалегающих пластов —
на 15—25%.
Однако после широкого применения заводнения залежей
с пологозалегающими пластами было однозначно установлено,
что газ при не смешивающемся с нефтью вытеснении хуже как
вытесняющий агент, чем вода. Основная причина малой эффек-
154
тивности газа как вытесняющего агента — его малая вязкость
(в 10—15 раз ниже вязкости воды), обусловливающая его быст-
рые прорывы по крупнопористым и высокопроницаемым слоям
(зонам) в добывающие скважины, резкое снижение их дебитов
по нефти и охвата пластов вытеснением.
Механизм процесса. В отличие от воды, которая в за-
водненной зоне гидрофильного пласта под действием капилляр-
ных сил занимает мелкие поры и сужения, га'з, закачанный
в пласт, как несмачивающая фаза в загазованной зоне, наоборот,
занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил —
верхние части пласта. Эти особенности воды и газа привели
к выводу о целесообразности совмещения достоинств воды и газа,
с целью уменьшения их недостатков, применением их периодиче-
ского, циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объе-
мов нагнетания воды и газа при таком воздействии должно быть
пропорционально отношению объемов мелких пор (ниже среднего
размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе.
Тогда можно рассчитывать на достижение максимального эф-
фекта от совместного нагнетания воды и газа, т. е. от применения
водогазовых смесей. При этом условии эффект от совместного
чередующегося нагнетания воды и газа в пласты, т. е. вытесне-
ния водогазовой смесью, будет обусловливаться тем, что фазо-
вая проницаемость для смачивающей фазы зависит только от
водонасыщенности, а наличие в пласте свободного газа увеличи-
вает вытеснение нефти на величину предельной газонасыщенно-
сти (10—15 %), при которой газ неподвижен.
Эффективность и технология процесса. Пооче-
редное нагнетание воды и газа способствует повышению охвата
неоднородных пластов заводнением вследствие снижения отно-
сительной проводимости высокопроницаемых пропластков, заня-
тых водогазовой смесью. Вытеснение нефти из неоднородных
пластов водой и газом совместно при любой технологии также
более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем раздельно
только водой или только газом. При оптимальном применении
нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7—15% по сравнению
с обычным заводнением. Главное условие оптимальности процесса
водогазового воздействия на пласт — обеспечить равномерное рас-
пределение нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи,
т. е. одновременный прорыв газа и воды в добывающие сква-
жины. Это не всегда достижимо, поэтому эффективность может
быть значительно ниже указанной, и тем ниже, чем однороднее
пласт.
Нагнетание газа и воды в пласты поочередно оторочками
или одновременно в смеси через одну и ту же нагнетательную
скважину также обладает большими недостатками.
Приемистость (продуктивность) нагнетательной скважины
Для каждого рабочего агента после первого цикла резко сни-
жается— для газа в 8—10 раз, а для воды в 4—5 раз вследствие
снижения фазовой проницаемости призабойной зоны пласта.
155
Гравитационное разделение газа и воды в пласте может сни-
жать эффективность вытеснения нефти и охвата пласта процессом
на 10—20 % в зависимости от неоднородности пласта и соотноше-
ния вязкостей нефти и воды.
Оборудование каждой нагнетательной скважины для поочеред-
ного нагнетания воды и газа значительно усложняется.
Вследствие этих недостатков циклический метод водогазового
воздействия на пласты требует значительного увеличения числа
нагнетательных скважин для обеспечения необходимых объемов
нагнетания рабочих агентов и отбора нефти, повышенных давле-
ний нагнетания и сложного устьевого оборудования для нагнета-
тельных скважин. Однако соответствующими технологическими
и техническими решениями можно уменьшить и даже исключить
отрицательное влияние этих факторов. Для этого требуются опти-
мальные условия вскрытия пластов в скважинах перфорацией,
размещение их и эксплуатация, обеспечивающие изменение на-
правления потоков и целенаправленное использование гравита-
ционных эффектов.
VI. Физико-химические методы,
улучшающие заводнение
К самым простым методам увеличения нефтеотдачи пластов
при заводнении относятся методы, использующие средства, улуч-
шающие или изменяющие в необходимом направлении вытесняю-
щие свойства воды, т. е. снижающие межфазное натяжение между
водой и нефть(о, уменьшающие различие в вязкостях нефти и воды.
К этим средствам относятся водорастворимые поверхностно-актив-
ные вещества (ПАВ), полимеры и щелочи, обладающие низкими
потенциальными возможностями увеличения нефтеотдачи пластов,
но находящие самостоятельное промышленное применение для
улучшения условий вытеснения нефти водой, охвата пластов за-
воднением и уменьшения остаточной нефтенасыщенности.
Заводнение с водорастворимыми неионогенными ПАВ
Добавление к воде, нагнетаемой в пласты, поверхностно-актив-
ных веществ в небольших дозах для повышения ее вытесняю-
щей способности было одним из первых мероприятий, направлен-
ных на повышение эффективности заводнения, которое изучается
с 50-х годов. В нашей стране исследования эффективности вытес-
нения нефти водными растворами ПАВ на моделях пластов про-
водились во многих институтах, но больше всего в БашНИПИнефти,
ТатНИПИнефти, ПермНИПИнефти и Всесоюзном нефтегазовом
научно-исследовательском институте.
Механизм процесса вытеснения нефти из пластов вод-
ным малоконцентрированным раствором ПАВ, типа ОП-Ю, осно-
156
Рис. 47< Зависимость остаточной неф-
тенасыщенностн 50н от межфазного
натяжения на контакте нефть—вода а
Рис. 48. Зависимость коэффициента вы-
теснения рв от объема т жидкости, про-
качанной через однородный образец.
Вытеснение нефти: 1 — водой; 2 — 0,05 %-ным
раствором ОП-Ю
ван на том, что при этом снижается поверхностное натяжение
между нефтью и водой от 35—45 до 7—8,5 мН/м и увеличивается
краевой угол смачивания кварцевой пластинки от 18 до 27°. Сле-
довательно, натяжение смачивания (a cos 0) уменьшается
в 8—10 раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что опти-
мальной массовой концентрацией неноногенных ПАВ в воде сле-
дует считать 0,05—0,1 % [3].
Такой раствор с межфазным натяжением на контакте нефть—
вода 7—8 мН/м, как показывают исследования, не может суще-
ственно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после обыч-
ного заводнения пласта, так как капиллярные силы хотя и сни-
жены, но еще достаточно велики, чтобы удержать нефть, окружен-
ную водой в крупных порах (рис. 47). Вытеснение нефти водным
малоконцентрированным раствором ПАВ при начальной нефте-
насыщенности и сниженном межфазном натяжении приводит
к уменьшению объема нефти, блокированной водой в крупных по-
рах заводненной части пласта, но несущественному.
Эффективность водных растворов ПАВ. Прове-
денные ТатНИПИнефтыо и СибНИИНП опыты по доотмыву оста-
точной нефти из заводненных пластов показали, что водные рас-
творы неионогенных ПАВ в этом случае увеличивают коэффициент
вытеснения в среднем на 2,5—3 %. Это соответствует фундамен-
тальным теоретическим представлениям о процессе.
Вместе с тем опыты, проведенные в БашНИПИнефти на искус-
ственных пористых средах, полностью насыщенных нефтью, без
остаточной воды, показали увеличение коэффициента вытеснения
на 10—15% [3].
Это, очевидно, завышенный эффект, который, возможно, объяс-
няется несоответствием моделирования процесса вытеснения нефти
пластовым условиям.
Если процесс вытеснения нефти водным раствором ПАВ про-
водится на реальных кернах пласта при начальной нефтенасыщен-
ности, то остаточная нефтенасыщенность может снижаться на 5—
7 % (рис. 48). Исследования Всесоюзного нефтегазового научно-ис-
следовательского института, ПермНИПИнефти и ТатНИПИнефти
157
на кернах со связанной водой показывают примерно такое увели-
чение коэффициента вытеснения при разных концентрациях рас-
творов.
Более высокая эффективность вытеснения нефти водным рас-
твором ПАВ при начальной нефтенасыщенности объясняется, оче-
видно, тем, что сниженное межфазное натяжение между нефтью
и раствором ПАВ изменяет в лучшую сторону механизм вытесне-
ния нефти из микрооднородной пористой среды, но недостаточно
для продвижения глобул нефти, блокированных в крупных порах
водой.
По оценкам многих исследователей, водные растворы ПАВ
с высоким межфазным натяжением (5—8 мН/м) способны увели-
чивать конечную нефтеотдачу кварцевых слабоглинизированных
пластов не более, чем на 2—5 % по сравнению с обычным заводне-
нием, если применять их с начала разработки.
Адсорбция ПАВ. Под действием сил молекулярного при-
тяжения поверхностно-активные вещества выпадают из водного
раствора и оседают на твердой поверхности пористой среды. Этот
процесс в значительной мере определяется удельной поверхностью
и адсорбционной активностью поверхности пористой среды. Квар-
цевые песчаники и карбонаты с малой удельной поверхностью
обладают меньшей способностью адсорбировать ПАВ, тогда как
алевролиты и полимиктовые коллекторы обладают большой удель-
ной поверхностью (до 0,5—1,2 м2/г) и значительно большей
Таблица 25
Адсорбция неионогенных ПАВ (типа ОП-10) из водных растворов
в нефтяных пластах
Показатели	Коллектор	
	кварцевый	полимиктовый, глинистый
Удельная адсорбция породы:		
мг/г	0,4—0,8	1—5
кг/т	0,4—0,8	1—5
кг/м3 Удельная адсорбция пористой среды:	1—2	2,5-10
мг/см3	5—10	10—50
кг/м3 Удельная, поверхность породы:	5-10	10—50
см2/г	(0,2—0,3) 103	(0,5—1,5) 104
см2/ см3	(0,5—0,7) 103	(1—3,5) 104
м2/м3 Адсорбция ПАВ на поверхности пор:	(0,5—0,7) 10s	(1—3,5) 10®
мг/см2	(2—2,5) 10'3	(2—3) 10-4
кг/м2	(2—2,5) 10-3	(2—3) IO"6
Адсорбция ПАВ в пласте с балансо- выми запасами 1 млн. т нефти, т	(10-20) 103	(25—100) 10s
158
адсорбционной активностью (табл. 25). Согласно исследованиям
БашНИПИнефти, адсорбция ПАВ (при концентрации 0,05 %
в растворе) породой нефтяных пластов Арланского месторождения
составляет 0,4—0,82 мг/г, т. е. 1—2 кг/м3 породы или 5—10 кг/м3
пористой среды.
В полимиктовых коллекторах и алевролитах, согласно исследо-
ваниям Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского
института (В. Г. Оганджанянц, А. М. Полищук), адсорбция ПАВ
в 5—6 раз выше, чем в кварцевых песчаниках, и достигает 1,2—
5,5 мг/г породы или 15—60 кг/м3 пористой среды. Причем адсорб-
ция в нефтяных пластах выше, чем в водяных. Если учесть, что
удельная поверхность высокопроницаемых крупнопористых кварце-
вых коллекторов составляет 500—600 см2/см3, а слабопроницаемых
глинистых и полимиктовых коллекторов — 5000—15 000 см2/см3,
то на 1 м2 поверхности пор разных коллекторов выпадает 0,02—
0,2 г ПАВ. Как видно, адсорбция ПАВ в пористых средах дости-
гает значительной величины. Нефтеносный пласт с пористостью
20 % и запасами нефти 1 млн. т при нагнетании в него водных
растворов ПАВ сможет высадить на своей поверхности до 10—
20 тыс. т ПАВ в случае кварцевых песков и 25—100 тыс. т в слу-
чае полимиктовых коллекторов.
Технология и система разработки. Процесс разра-
ботки нефтяных месторождений при заводнении их водными
растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями
в технологии и системе размещения скважин.
Добавление к закачиваемой воде 0,05—0,1 % поверхностно-
активных веществ не влечет за собой необходимости существен-
ного изменения давления, темпов или объемов нагнетания воды.
Объемы закачиваемых в пласты водных растворов ПАВ должны
быть большими (не менее 2—3 объемов пор нефтяной залежи).
Так как эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопро-
вождается их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию
объем пласта будет предельно насыщен адсорбированными ПАВ.
При пренебрежении десорбцией ПАВ для насыщения охваченного
заводнением объема пласта потребуется (при концентрации ПАВ
в растворе 0,1 %) закачать 5—10 объемов пор воды. При мень-
шем объеме закачки раствора фронт ПАВ не достигнет добываю-
щих скважин и объем пласта, подвергнутого воздействию ПАВ,
будет меньше охваченного заводнением. Например, при закачке
раствора ПАВ с концентрацией 0,05 % в кварцевый пласт (два
объема пор) весь ПАВ адсорбируется и осядет в объеме пласта,
составляющем лишь 10—20 % общего объема. Адсорбция ПАВ
в пористой среде приводит к тому, что на фронте вытеснения
нефти вода не содержит ПАВ или содержит их в очень малых, не-
эффективных концентрациях. А фронт ПАВ движется по пласту
в 10—20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Система размеще-
ния скважин для применения водных растворов ПАВ может быть
такой же, как при обычном заводнении. Никаких ограничений на
сетку скважин не налагается. Однако нагнетательные скважины
159
размещаются только внутри контура нефтеносности, а раствор
нагнетается в чисто нефтяную часть пласта.
Реализуемые проекты. Метод вытеснения нефти вод-
ными растворами неионогенных ПАВ испытывался в нашей стране
на 35 опытных участках многих (более десяти) месторожде-
ний Башкирии, Татарии, Азербайджана, Западной Сибири. Но
наиболее известные и крупные промышленные опыты проводятся
на Арланском и Самотлорском месторождениях.
Арланское месторождение. Опытный участок на
Николо-Березовской площади был организован в 1967 г.
Площадь участка, га................................................... 2000
Толщина пласта, м......................................................3,6
Число нагнетательных скважин........................................... 19
Длина нагнетательного ряда, км......................................... 12
Вязкость нефти, мПа-с.................................................. 16
Расстояние между нагнетательными и добывающими рядами скважин, м 625
Число добывающих скважин:
всего ............................................................... 85
первых рядов......................................................... 34
Процесс был начат практически с начальной стадии разра-
ботки при извлечении около 5 % от балансовых запасов нефти и
обводнении продукции семи скважин на 5—20 % • В пласт закачи-
вался раствор ПАВ (типа ОП-Ю) концентрацией 0,05%, а вна-
чале— (в объеме 10—20 м3 на 1 м толщины пласта) раствор кон-
центрацией 0,2 %. С начала опыта в пласт закачано более 10 тыс.т
ПАВ и примерно 2-106 м3 воды, т. е. более порового объема участка.
Самотлорское месторождение. Опытный участок ор-
ганизован в 1978 г. и охватывает четыре продуктивных пласта —
А2-3, А4-5, Бз и Б10.
Площадь участка, га.................................................. 2700
Средняя толщина пласта, м ........................................... 12
Средняя вязкость нефти, мПа-с.......................................1,5
4itano нагнетательных скважнн........................................ 24
Число добывающих скважнн..............................................116
Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м . . 800
Процесс был начат при отборе 1—3 % от балансовых запасов
по пластам и обводненности добываемой продукции 0—7 %.
В пласты закачивался раствор неионогенных ПАВ с непостоянной
концентрацией (0,03—0,2 %, в среднем 0,07 % ). В общей сложности
в пласты закачано уже более 20 тыс. т ПАВ и более 30 млн. м3
воды, что составляет менее 50 % объема порового пространства
опытного участка.
Технологическая эффективность. Оценка эффектив-
ности заводнения опытных участков Арланского и Самотлорского
месторождений неоднократно проводилась на основе сопостав-
ления промысловых данных о добыче нефти, воды и нагнетании
160
воды на опытных и смежных контрольных участках многими специа-
листами. Оценки полученных результатов по увеличению нефтеот-
дачи пластов весьма неоднозначны и противоречивы. По оценкам
БашНИПИнефти (Г. А. Бабалян, А. Б. Тумасян и др.),увеличение
коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения водораст-
воримых неионогенных ПАВ типа ОП-Ю достигает 10—12 % по
сравнению с обычным заводнением. По данным ТатНИПИнефти
(И. Ф. Глумов), ПАВ увеличивают коэффициент вытеснения на
4—6%- Такие же и несколько меньшие значения получены во
Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте
(Л. В' Лютин, Г. А. Бурдынь, В. Г. Оганджанянц) и в Перм-
НИПИнефти (В. Г. Михневич, Б. С. Тульбович). Если коэффи-
циент вытеснения нефти раствором ПАВ увеличивается всего на
4—6%, то увеличение нефтеотдачи пластов не может быть более
2—5 %. К таким оценкам увеличения нефтеотдачи пластов по про-
мысловым данным на Арланском месторождении приходили мно-
гие специалисты (А. Т. Горбунов, И. Ф. Глумов, Ю. В. Жел-
тов и др.).
На Самотлорском месторождении после трехлетнего примене-
ния ПАВ установить количественный эффект по промысловым
данным группе специалистов (С. А. Жданов и др.) пока не уда-
лось. Характеристики вытеснения нефти водой (нефтеотдача —
объем жидкости) на опытном и соседнем контрольном участках
вначале были одинаковые, а в последний год стали различаться
из-за изменения условий эксплуатации обводненных скважин
(отключены) на контрольном участке.
В качестве показателя эффективности применения ПАВ и их
слабой адсорбции иногда отмечается появление ПАВ в обводнен-
ных добывающих скважинах. Такие обнадеживающие мнения по
поводу полимиктовых пластов Самотлорского месторождения,
обладающих большой адсорбционной способностью при больших
расстояниях между скважинами, были высказаны по данным ис-
следования добываемой воды на содержание ПАВ. В добывающих
скважинах первых, вторых и даже третьих рядов опытного участка
ЦНИЛом объединения обнаружено содержание ПАВ в воде
с концентрацией 0,0002—0,0005 % •
Для проверки этого результата были проведены специальные
контрольные исследования содержания ПАВ в воде опытного и
контрольного участков и анализ концентрации ПАВ по рядам и
скважинам во времени (Б. Т. Щербаненко, А. Л. Штангеев и др.).
К сожалению, оказалось, что концентрация ПАВ в воде не только
скважин различных рядов опытного участка, но и контрольного
участка (где ПАВ не закачиваются в пласты) одинакова и состав-
ляет в среднем 0,0003—0,0005%- Такая концентрация не поддается
однозначному измерению, находится на уровне «постороннего
шума» (фона), вызванного случайным попаданием ПАВ в пласты
в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин и не может
служить показателем эффективности применения водных раство-
ров ПАВ.
11 Заказ № 281
161
Однако технологическая эффективность применения водных
растворов ПАВ может выражаться не только в повышении коэф-
фициента вытеснения нефти, но и в улучшении других, не менее
важных технологических показателей, таких, как приемистость
нагнетательных скважин, давление нагнетания, работающая тол-
щина пластов, совместимость вод, коррозия и др. Эти характе-
ристики изучались попутно с определением увеличения нефтеот-
дачи пластов. Специалисты, изучающие применение водных расто-
ров ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях, отмечают, что про-
исходит снижение набухаемости глин в 1,1—2 раза, увеличение
приемистости нагнетательных скважин на 50—70 %, повышение
работающей толщины на 10—42 %, фазовой проницаемости на 40—
80 %, уменьшение коррозии водоводов и насосно-компрессорных
труб в нагнетательных скважинах и даже уменьшение выпадения
солей в пласте при несовместимости вод [3]. Этот немаловажный
разнообразный эффект от ПАВ будет особенно необходим при
освоении многих слабопроницаемых пластов (менее (30—50)
10-3 мкм2), на которых обычное заводнение может оказаться труд-
нореализуемым даже при высоких давлениях нагнетания (до 20—
25 МПа) или потребует очень’ плотных сеток скважин (до 4—
6 га/скв). Для этих целей достаточно будет эффективного действия
ПАВ в ограниченных по размерам зонах, где и происходит их ад-
сорбция.
Экономическую эффективность применения неионо-
генных ПАВ проще всего установить через удельную дополнитель-
ную добычу нефти — в тоннах на одну тонну ПАВ. Зная дополни-
тельную добычу нефти, ее цену и стоимость химического реагента,
легко определить эффективность по себестоимости, приведенным
затратам и прибыли.
Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных
малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ определя-
лась разными специалистами для различных месторождений. По
фактическим данным и расчетам она изменяется в широких пре-
делах— от 12 до 200 т/т. Столь широкий диапазон изменения
э'того показателя указывает на неоднозначность и недостоверность
определения, а не на большие возможности метода. Причем ука-
занные большие величины удельной дополнительной добычи нефти,
определенные БашНИПИнефтью в начальной стадии изучения ме-
тода, противоречат явлению адсорбции ПАВ в пластах.
Так, например, при адсорбции ПАВ в кварцевых песчаниках,
равной 0,6 мг/г породы, в 1 м3 объема пласта адсорбируется 2,5 кг
ПАВ. А в 1 м3 объема пласта содержится примерно 100 кг нефти
(в пересчете на поверхностные условия). Обычной водой можно
вытеснить 50—60 кг нефти, т. е. коэффициент вытеснения равен
0,5—0,6. Увеличение этого коэффициента даже на 10 % (по самым
высоким лабораторным результатам) за счет ПАВ позволяет до-
полнительно извлечь из пласта 10 кг нефти. Следовательно, удель-
ная дополнительная добыча нефти за счет ПАВ, даже в кварцевых
пластах с адсорбцией 1 мг/г породы, теоретически не может превы-
162
Таблица 26
Удельные показатели применения водорастворимых ПАВ
для вытеснения нефти
Показатели	Коллектор	
	песчаный	ПОЛИМИКТОВЫЙ
Объем пласта, м3	1	1
Масса породы, т	2,5	2,2
Коэффициент пористости	0,	2
Объем'пор, м3	0,	2
Нефтенасыщенность, %	80	70
Начальный объем нефти в пластовых условиях,	0,160	0,140
м3	,		
Начальная масса нефти в поверхностных уело-	0,100	0,090
ВИЯХ, т		
Масса нефти (в т), вытесненной:		
ВОДОЙ	0,050	0,045
раствором ПАВ	0,060	0,050
Масса дополнительной нефти, т	0,01	0,005
Адсорбция ПАВ, кг (мг/г)	2,5(1)	7,5 (3,5)
Расход ПАВ на 1 м3 воды, кг	0,5	0,5
Расход раствора до предельной адсорбции:		
м3	5	15
V пор	25	75
Удельный расход ПАВ, т/т	0,25	1,5
шать 4,5—5 кг/кг или т/т, а в полимиктовых и того меньше — 0,7—
1,5 т/т (табл. 26).
При такой удельной дополнительной добыче нефти и современ-
ных ценах на ПАВ и нефть экономическая эффективность приме-
нения этого метода с целью повышения вытесняющей способности
воды становится весьма сомнительной. И совершенно опреде-
ленно, не может быть экономически выгодным применение ПАВ
с целью повышения коэффициента вытеснения в полимиктовых и
высокоглинистых пластах, алевролитах, в которых адсорбция в 4—
5 раз выше, чем в кварцевых песчаниках. В этом случае потреб-
ность в ПАВ для пласта с запасами (баланс) в 1 млн. т составляет
25—100 тыс. т при максимально возможной удельной дополни-
тельной добыче нефти 1—4 т/т, что не может быть экономически
рентабельным.
В США водные растворы ПАВ с малой концентрацией (0,05—
0,1 % ) изучались в лабораториях и испытывались в 50—60-х годах
в небольших масштабах на отдельных месторождениях. По ним не
было получено удовлетворительных результатов. Из-за высокой
адсорбции и низких потенциальных возможностей малоконцентри-
рованных водных растворов ПАВ в настоящее время они не испы-
тываются совсем и не планируются к применению в будущем [44].
Недостатки метода. Самый большой недостаток метода
заводнения малоконцентрированными растворами ПАВ, как это
11*
163
видно из изложенного, заключается в большом межфазном натя-
жении между нефтью и раствором и высокой адсорбции хими-
ческого реагента на породе. Он ставит под сомнение их примене-
ние с целью повышения вытесняющей способности воды.
Другие недостатки применения водорастворимых ПАВ (неионо-
генных) также усложняют или ограничивают их применение.
К ним относятся:
слабая биоразлагаемость неионогенных ПАВ (всего 35—40 %)
и повышенная способность загрязнения окружающей среды;
высокая чувствительность к качеству воды — содержание кис-
лорода, микроорганизмов и механических примесей, которые в со-
стоянии свести эффект к нулю, вследствие разрушения раствора.
Будущее метода. Эффективность применения водных
растворов неионогенных ПАВ для повышения коэффициента вы-
теснения нефти из продуктивных пород увеличивается с повыше-
нием степени неоднородности структуры порового пространства и
гидрофобности их поверхности.
Исходя из всех проведенных до настоящего времени исследова-
ний метода и состояния структуры запасов нефти, можно одно-
значно предполагать, что применение водорастворимых неионоген-
ных ПАВ типа ОП-10 .В малых концентрациях в традиционном
направлении для увелйчения нефтеотдачи терригенных пластов за
счет вытесняющей способности воды будет иметь очень ограничен-
ную область. Кварцевые песчаники Азербайджана и Урало-По-
волжья уже достаточно сильно заводнены, а в новых нефтедобы-
вающих районах (Западная Сибирь, Западный Казахстан) нефте-
носные полимиктовые пласты.обладают высокой глинистостью и
адсорбционной активностью.
В залежах со слабопроницаемыми карбонатными пластами
применение водорастворимых ионогенных ПАВ (сульфонола и др.)
в малых концентрациях, особенно в смеси с кальцинированной
.содой, может быть достаточно эффективным и в будущем, видимо,
по'дучит развитие.
В будущем применение неионогенных водорастворимых ПАВ
в промышленных масштабах можно предполагать в трех направ-
лениях:
1)	обработка призабойных зон нагнетательных скважин
с целью повышения их приемистости;
2)	нагнетание слабоконцентрированных (0,05—0,5 % ) и высоко-
концентрированных (1—5%) растворов для освоения плотных
глинистых коллекторов, обеспечения удовлетворительной приемис-
тости скважин, снижения набухаемости глин и давления нагнета-
ния, повышения охвата заводнением за счет увеличения рабо-
тающей толщины пласта, уменьшения коррозии и др.;
3)	создание эффективных композиций из смесей продуктов
с различной степенью оксиэтилирования и высококонцентрирован-
ных растворов с содержанием 5—10 % ПАВ, но обязательно с низ-
ким межфазным натяжением к нефти (менее 0,01—0,05 мН/м).
Как показывают предварительные исследования ИНХ СО АН
164
СССР и НПО «Союзнефтепромхим», создание таких композиций
на основе неионогенных ПАВ в принципе возможно. Контрольные
исследования эффективности микроэмульсий на основе компози-
ций, проведенные в БашНИПИнефти и ПермНИПИнефти, пока-
зали, что они способны увеличить коэффициент вытеснения на 17—
25 % за счет доотмыва остаточной нефти. Однако эти композиции
образуют растворы с большим содержанием нефти, и до широкого
промышленногр применения композиций неионогенных ПАВ, также
как и слабоконцентрированных растворов для заводнения плотных
коллекторов, требуется проведение широких исследований и целе-
вых опытно-промышленных испытаний в различных условиях на
конкретных месторождениях.
Полимерное заводнение
Другой метод повышения эффективности заводнения пластов —
так называемое полимерное заводнение, заключающееся в том,
что в воде растворяется высокомолекулярный химический реа-
гент— полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже
при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды,
снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов
заводнением.
Метод изучается с конца 50-х годов, а в промышленных усло-
виях испытывается с 60-х годов. В нашей стране исследования
проблем полимерного заводнения наиболее широко проводятся во
Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте
и Гипровостокнефти.
Механизм процесса. Как было показано, от вязкости
воды, вытесняющей нефть, от соотношения вязкостей нефти
и воды существенно зависит охват не-
однородных пластов заводнением.
Основное и самое простое свой-
ство полимеров заключается в загу-
щении воды. При концентрации их
в растворе 0,01—0,1 % вязкость его
увеличивается доЗ—4 мПа-с (рис. 49).
Это приводит к такому же уменьше-
нию соотношения вязкостей нефти и
воды в пласте и сокращению условий
прорыва воды, обусловленных разли-
чием вязкостей или неоднородностью
пласта. В процессе фильтрации поли-
мерных растворов через пористую
среду они приобретают кажущуюся
вязкость, которая может быть в 10—
20 раз выше вязкости, замеренной
вискозиметром. Поэтому полимерные
растворы наиболее применимы в неод-
нородных пластах, а также при повы-
Рис. 49. Зависимость вязко-
сти полимерного раствора р,
от концентрации С.
1 — в дистиллированной воде;
2 — то же, с 1 % NaCl
165
Рис. 50. Относительные проницаемо-
сти для нефти /н, воды /в, раствора
ПАА fp в зависимости от насыщенно-
сти S.
Фазовая проницаемость для нефти (/, 2) н
воды (3, 4) при вытеснении: 1,3 — водой;
2, 4 — раствором воды+0,05 % ПАА
Рис. 51. Влияние температуры Т на
отношение вязкостей раствора поли-
мера и воды рр/рв при различных
концентрациях раствора.
Концентрация, %: / —0,1; 2 — 0,05; 3 — 0,03;
4 — 0,015
шейной вязкости нефти с целью повышения охвата их заводнением.
Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вяз-
костью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пласто-
вую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимо-
действие со скелетом пористой среды, т. е. породой и цементирую-
щим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров,
которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды
и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды
(рис. 50), а на фронте вытеснения при этом образуется вал не-
активной воды. А так как полимерный раствор предпочтительно
поступает в высокопроницаемые слои, то за счет этих двух эффек-
тов — повышения вязкости раствора и снижения проводимости
среды — происходит существенное уменьшение динамической не-
однородности потоков жидкости’ и, как следствие, повышение
охвата пластов заводнением. Температура пласта от 20 до 90 °C
мало влияет на отношение вязкостей (рис. 51). Известно также,
что полимерные растворы обладают вязкопластичными, или так
называемыми неньютоновскими свойствами, вследствие чего
фильтрация их возможна только после преодоления начального
градиента сдвига и может улучшаться или ухудшаться в зависи-
мости от скорости фильтрации и молекулярной массы полимера.
Влияние этих свойств полимерных растворов на эффективность
вытеснения нефти пока еще изучено слабо. Но установлено, что
с повышением скорости фильтрации и с уменьшением размеров
166
Рис. 52. Зависимость концентрации С
хлористого натрия (/) и полимера (2)
в выходящей жидкости от относитель-
ного отбора V.
7» — отставание полимера от фронта вытес-
нения
Рис. 53. Зависимость коэффициента вы-
теснения рв от относительного отбора V
при разной сорбируемости полимера
в пористой среде.
Вытеснение: 1 — водой; 2, 3, 4 — полимерный
раствор с коэффициентом десорбции 0; 1 и 0,5
соответственно
поровых каналов кажущаяся вязкость полимерных растворов уве-
личивается, т. е. сопротивление пористой среды фильтрации рас-
твора возрастает. Это явление обусловливается удержанием поли-
мера пористой средой и эластичными свойствами растворенного
в воде полимера.
Адсорбция полимера пористой средой. Взаимо-
действие растворенного вещества с породой и пластовой водой
приводит к тому, что концентрация полимера в растворе умень-
шается и перед фронтом полимера образуется вал пластовой воды,
а затем воды, лишенной части полимера. На рис. 52 показаны
результаты вытеснения дистиллированной воды раствором NaCl
(несорбирующегося агента) и полимерным раствором. С увели-
чением солености и уменьшением проницаемости пласта адсорб-
ция возрастает.
Оценка адсорбции полимерного вещества по промысловым дан-
ным при обычных концентрациях полимера (0,03—0,05 % ) показы-
вает, что адсорбция полимера может составлять 30—150 г/м3 по-
роды или 0,15—0,75 кг/м3 пористой среды. Это примерно в 15—
30 раз меньше, чем адсорбция неионогенных ПАВ в пористой
среде. Обычно одним из основных требований, предъявляемых
к полимерам, является минимальная адсорбция их на поверхности
пористой среды, так как это уменьшает его потери и расход.
Однако это упрощенное представление об эффективности вытес-
нения нефти полимерным раствором.
Проведенные во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследова-
тельском институте (А. М. Полищук, Е. М. Суркова) численные
расчеты показали, что этот вопрос значительно сложнее. При вы-
теснении нефти из однородных и слоистых пластов полимерными
растворами существует оптимальный диапазон адсорбции, соот-
167
ветствующий наилучшим показателям заводнения. При нулевой
адсорбции от применения полимеров получается минимальный
эффект (рис. 53). Это объясняется тем, что при движении несорби-
рующегося полимерного раствора в нефтенасыщенной пористой
среде, содержащей связанную воду, полимерный раствор переме-
шивается с ней и разрушается, а его вязкость уменьшается. В ре-
зультате перед фронтом полимера образуется зона неактивной
воды и снижается эффективность. Основная же специфика фильт-
рации полимерного раствора, как отмечалось, состоит не только
в повышении вязкости воды, но и в снижении ее подвижности,
в повышении фактора сопротивления в пористой среде при малых
скоростях фильтрации раствора, причиной которого является
адсорбция полимера в пористой среде. Уменьшение адсорбции
полимера снижает фактор сопротивления пласта для воды и охват
пласта заводнением.
Ухудшение нефтеотдачи пласта при большой адсорбции объяс-
няется тем, что фронт полимера сильно отстает от фронта вытес-
нения нефти водой. Вследствие этого значительная часть нефти
вытесняется неактивной водой, что и приводит к меньшей нефте-
отдаче пласта.
Поэтому для эффективного вытеснения нефти полимерным рас-
твором желательно иметь умеренную оптимальную адсорбцию
полимера в пласте.
Деструкция молекул полимера. Полимерные моле-'
кулы в водном растворе под действием различных факторов могут
необратимо разрушаться вследствие их деструкции или деграда-
ции. Деструкция уменьшает молекулярную массу полимера и, как
следствие, загущающую способность — основу эффективности его
применения в качестве вытесняющего агента.
Деструкция может быть химической, термической, механиче-
ской или сдвиговой и микробиологической. Химическая деструкция
происходит вследствие взаимодействия кислорода воздуха с поли-
мерными молекулами. Поэтому в воде, используемой для приго-
товления полимерного раствора, не должно быть кислорода. При
температуре выше 130 °C наступает термическая деструкция. Меха-
ническая деструкция обусловлена разрывом макромолекул поли-
меру или их агрегатов при высоких скоростях движения, т. е. при
движении растворов полимеров по трубам, насосам и в приза-
бойной зоне пласта. Микробиологическая деструкция полимерных
молекул может происходить под действием аэробных бактерий,
которые развиваются в пласте при закачке их с водой вследствие
окисления нефти.
Технология процесса. Полимерные растворы обычно
применяются в виде оторочек размером до 40—50 % от объема пор.
Размер оторочки, концентрация раствора и тип полимера должны
выбираться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородно-
сти пористой среды и солевого состава пластовой (связанной)
воды. При перемешивании полимерных растворов с пластовой со-
леной водой происходит разрушение структуры раствора (молекул)
168
и снижение его вязкости. В случае высокой минерализации воды
концентрация раствора должна быть в 2—3 раза выше.
Давление для нагнетания полимерных растворов всегда тре-
буется значительно более высокое, чем при обычном заводнении,
чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки,
вследствие увеличения вязкости вытесняющего агента и возникно-
вения дополнительного сопротивления пористой среды, а также
вследствие проявления кажущейся вязкости раствора, аналогичного
(по эффекту) снижению фазовой проницаемости для воды. По
этой причине полимерное заводнение может оказаться технически
неосуществимым в слабопроницаемых пластах. Система размеще-
ния скважин для полимерного заводнения может не отличаться от
систем для обычного заводнения, если обеспечиваются необходи-
мые давления нагнетания, градиенты давления и темпы отбора
нефти. Но вполне логично применение более плотных сеток сква-
жин для полимерного заводнения, которое, естественно, может
быть только внутриконтурным.
Реализуемые проекты. Испытания полимерных растворов
для увеличения нефтеотдачи пластов проводились на нескольких
месторождениях в Куйбышевской области, Башкирии, Татарин
и Казахстане. Однако наиболее представительными из них явля-
ются опыты на Орлянском месторождении и на Ново-Хазинской
площади Арланского месторождения.
Орлянское месторождение. Опытно-промышленная за-
качка полимерного раствора на Орлянском месторождении Куйбы-
шевской области была начата в 1966 г. Заводнению подвергались
пласты А4 и А3.
Пласт	А4	As
Коллектор ............................. Известняк Песчаник
Пористость, %	............................ 19	24,5
Проницаемость, мкм2.................... 0,5	0,4
Начальная нефтенасыщенность ........... 0,85	0,73
Вязкость нефти	в	пластовых условиях,	мПа-с	8,6	12,2
Структурные планы пластов А3 и А4 почти совпадают и пред-
ставляют собой симметричную брахиантиклинальную складку,
вытянутую в меридиональном направлении и осложненную двумя
куполами (северным и южным). Оба купола разбурены концентри-
ческими рядами добывающих скважин с нагнетательными в центре
(рис. 54). Радиусы, добывающих рядов составляют400и800м.Пла-
сты объединены в один эксплуатационный объект, поэтому часть
скважин эксплуатирует пласты А3 и А4 совместно или одновре-
менно раздельно.
Разработка южного купола осуществляется с 1962 г., закачка
обычной воды была начата в конце 1964 г. Северное поле разра-
батывается с 1964 г., закачка воды в пласт А4 была начата
в конце 1965 г. Всего в пласты А3 и А4 закачано 5610 тыс. м3 жид-
кости, из них 2830 тыс. м3 раствора полимера со средней концен-
169
Рис. 54. Схема размещения скважин
на Орлянском месторождении.
Поле: I—северное; II — южное; скважины:
I — добывающие; 2 — нагнетательные
трацией 0,014%. Расход полиме-
ра составил 420—430 т в расчете
на 100 %-ный продукт.
Ново-Хазинская п л о -
щать Арланского место-
рождения. Эксперимент был
начат в апреле 1975 г. на участке,
где расположены опытное и два
контрольных поля, с плотностью
сетки 12 га/скв. На опытном поле
расположено 11 нефтяных сква-
жин. Закачка полимерного рас-
твора осуществлялась через че-
тыре нагнетательные скважины
[26]. Контрольные поля первона-
чально включали восемь нефтя-
ных скважин. В начале 1977 г.
пробурены и введены в эксплуа-
тацию четыре новые нефтяные
скважины. Граница между опыт-
ным и контрольными полями про-
ницаемая для жидкостей. Сред-
няя концентрация полимера со-
ставляла 0,05 %, размер оторочки
достигал 20 % от объема пор.
Полиакриламид, доставляемый
в виде 7 %-ного геля, растворяется на месте до концентрации
0,02—0,06 % и подвергается щелочному гидролизу.
Технологическая и экономическая эффектив-
ность. Оценка эффективности полимерного заводнения на Орлян-
ском месторождении проводилась в Гипровостокнефти по про-
мысловым данным анализом зависимостей накопленной добычи
нефти от логарифма накопленного отбора жидкости.
Дополнительная добыча нефти за 9 лет (в тыс. т) приведена
ниже.
Опытный участок, всего...................................................781
В том числе:
пласт А< северного купола............................................... 543
пласты А3 и А4 южного	купола......................................238
Количество добытой нефти на 1 т 100 %-ного полимера, по
оценке Гипровостокнефти, составило около 1800 т. Этот эффект,
видимо, завышен не менее чем в 2,5—3 раза, как следует из дру-
гой зависимости (рис. 55).
Оценка технологической эффективности этого метода на Ново-
Хазинской площади Арланского месторождения проводилась срав-
нением показателей добычи нефти на опытном и контрольном.
170
Накопленная добыча
зависимости от отбора
Рис. 55.
нефти в
воды для Орлянского месторож-
дения.
AQH — дополнительная добыча нефти
за
из
полях [26]. При этом использовали
кривую зависимости содержания
нефти в добываемой продукции от
объема отобранной жидкости. Это
сравнение показало, что текущая
добыча нефти возросла на 12—13 %,
обводнение опытных скважин про-
исходит медленнее, чем контроль-
ных. Текущая дополнительная до-
быча на 1 т сухого полимера
2,5 года составила около 600 т.
В табл. 27, заимствованной
работы [42], приведены сведения
наиболее интересных зарубежных
проектах. Анализ этих данных по-
казывает, что полимерное заводне-
ние испытывается в широких мас-
штабах на различных по геолого-
физическим свойствам месторождениях с целью совершенствования
этого метода, отработки технологии и уточнения границ примени-
мости.
Увеличение конечной нефтеотдачи пластов, очевидно, не будет
превышать 7—8 % в самых благоприятных условиях применения
с начальной стадии разработки месторождений. Как видно, при
проведении опытных работ за рубежом имеется ряд неудач. До-
полнительная добыча нефти на 1 т 100 %-ного полимера состав-
ляет 170—600 т. Исходя из всех проводимых опытно-промышлен-
ных работ, в качестве средней надежной удельной дополнительной
добычи нефти при полимерном заводнении можно принять 200—
300 т/т полимера.
При такой удельной дополнительной добыче нефти и стоимости
полимера на мировом рынке 4500—5000 дол/т на 1 т дополнитель-
ной добычи нефти расходы химического реагента составляют
15—25 дол. Общие расходы будут еще больше за счет обустрой-
ства и эксплуатации, но их надо считать вполне рентабельными
в современных условиях.
Недостатки и ограничения, проблемы. Полимерное
заводнение является одним из перспективных методов повышения
нефтеотдачи нефтяных пластов. Область возможного применения
его весьма широка.
Однако у метода существуют и большие недостатки, ограничи-
вающие его широкое применение. Основной недостаток метода
заключается в том, что резко снижается продуктивность нагнета-
тельных скважин вследствие резкого роста кажущейся вязкости
в призабойных зонах, которую не всегда можно компенсировать
повышением давления нагнетания из-за деструкции молекул поли-
мера. Поэтому использование полимеров для глубокозалегающих
пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами (менее
0,100 мкм2) и имеющих высокую температуру (более 90°C), в на-
171
Таблица 27
Характеристика основных зарубежных опытов полимерного заводнения нефтяных пластов
	Площадь	Год нача- ла экс- перимен- та	Размер площади, га	Проница- емость , мкм2	Темпера- тура, °C	Вязкость нефти при пластовой температуре, мПа-с	Полимер и его концентрация, %	Размер оторочки, % от объ- ема пор	Эффект
	1	2	3	4	5	6	7	8	9
	Норс Холсвил	1963	2800	0,05	105	0,07—0,09	Пушер, 0,025	8	Прирост нефтеотдачи 37 м3/(га-м) (3,3 % от запасов)
ьэ	Венон	1963	6	0,03	24	75	Пушер, 0,045	33	Прирост нефтеотдачи 122 м3/(га-м) (8,6 % от запасов)
	Нантингтон Бич	1964	3600	2,3	52	76	Пушер, 0,05	30	Прирост нефтеотдачи 37 м3/(га-м) (4,1 % от запасов)
	Бри Олинда	1967	9,6	0,75	57	25—100	Пушер, 0,08	25	Улучшение охвата пла- ста заводнением
	Тейбер Саут Скал Крик	1967 1967	360 222	2,1 0,070	35 51	58 3,2	Пушер-500 н Пу- шер-700, 0,036 Пушер-500, 0,024	20 3,4	Нельзя оценить Дополнительная добыча 81 м3/(га-м) (8,2 % от запасов)
	Брелам	1969	106	0,40	44	9,8	Пушер-723, 0,038	25	Ожидаемая дополнитель- ная добыча 138 м3/(га-м) (8,6 % от запасов)
	Уилмингтон	1969	152	Очень высокая	57	30,8	Пушер-700, 0,021	23	Неудача; концентрация полимера и размер ото- рочки были слишком малы
	Ноф Барбенк	1970	64	1—2	47	3,0	Пушер-1000, 0,025	18	Дополнительна» добыча 14,6 м3/(га-м) (1,6 % от запасов)
	Тейбер Менвайл	1971	208	1,9	33	120	Пушер-700, 0,025	20	Увеличение добычи неф- ти после закачки поли- меров
	Ноф Алма	1971	52	0,11	52	29,5	Келзан, 0,05	19	Снижение обводненности. Результаты опыта ие окончательные
оо.	Пембина	1971	128	0,045	52	1,1	Пушер-700, 0,1	4	Неудача; причина — на- личие высокопроницае- мых каналов
	Уэст Семлин	1973	139,2 )	0,65	62	12,3	—	15	Дополнительная добыча 64 м3/(га-м) (4,4 % от запасов)
	Ноф Стенли	1976	624	0,3	41	2,2	Пушер-700, 0,029	17	Первые результаты об- надеживающие
	Иеллоу Крик	1976	1925,2	0,167	52	18—20	ПАА, 0,06	18	Преждевременный про- рыв полимера. Повыше- ние добычи нефти из од- ной скважины
	Каолинга	1978	52,8	0,28	38	25	Келзан, 0,05	—	Ожидаемый прирост до- бычи 50 м3/(га-м) (2,8 % от запасов)
стоящее время представляется невозможным. Значительного эф-
фекта нельзя ожидать также от закачки полимеров в сравнительно
однородные пласты, содержащие маловязкие нефти (менее
5 мПа-c). Этот метод малоэффективен также для месторождений,
находящихся на поздней стадии разработки, и для пластов с боль-
шим содержанием солей, разрушающих структуру полимерного
раствора.
Для промышленного применения требуется изготовление ком-
пактных, надежных и простых в работе установок для приготовления
полимерных растворов и для соответствующей подготовки воды
(смесители, дозаторы, фильтры, деаэраторы и др.). Однако эта
техническая проблема пока еще полностью не решена, особенно
проблема подготовки воды.
Недостаточно исследованы особенности, касающиеся характера
фильтрации и механизма вытеснения нефти растворами полимеров
из полимиктовых коллекторов, характерных для большинства
месторождений Западной Сибири и Мангышлака. Первые резуль-
таты показывают нецелесообразность применения полимеров
в этих условиях.
Пока еще очень мало фактических данных об эффективности
полимерных растворов в различных конкретных геолого-физиче-
ских условиях месторождений, чтобы уверенно планировать их
применение в перспективе.
Будущее метода. Применение метода полимерного завод-
нения в будущем будет определяться объемом производста водо-
растворимых полимеров, особенно солестойких, для нефтяной про-
мышленности. Потребность в полимерах для увеличения нефтеот-
дачи пластов выражается десятками тысяч тонн. Как показали
исследования, представляется перспективным использование поли-
меров в сочетании с другими методами увеличения нефтеотдачи
пластов (щелочное заводнение, вытеснение нефти паром, горячей
водой, ПАВ, углекислым газом), что позволяет достигать лучшего
эффекта.
Больйюй эффект можно ожидать от создания полимерных мате-
риалов новых типов (биополимеров, производимых с помощью
микроорганизмов), обладающих требуемыми для нефтяной отрасли
свойствами в большей мере, чем полиакриламиды. Эти полимеры
должны быть стойкими к деградации, легко растворимыми в воде,
малочувствительными к действию солей, должны существенно
снижать подвижность воды и быть недорогими.
Особенно широкая область применения полимеров намечается
в связи с использованием их для создания буфера подвижности
как составного элемента технологии мицеллярных растворов, кото-
рая будет рассмотрена ниже. Будущее полимерного заводнения во
многом будет зависеть от стоимости полимеров (требуется суще-
ственное ее снижение). С этой целью в будущем, возможно, будет
применяться внутрипластовая полимеризация, а в пласты будет
закачиваться мономер с соответствующим катализатором при
определенных давлениях и температуре. И, естественно, масштабы
174
применения полимерного заводнения будут зависеть от цен на
нефть. Так как метод относится к дорогим, то экономическая эф-
фективность его применения может быть возможна только при вы-
соких ценах на нефть.
Щелочное заводнение
Влияние щелочи на межфазные свойства нефти, воды и породы
известно давно. Более высокая вытесняющая способность щелоч-
ной воды отмечалась еще при разработке бакинских нефтяных
месторождений в 40-х годах. В последние годы к щелочному завод-
нению вновь проявляется интерес в связи с обнаружением в не-
которых нефтях значительного содержания активных полярных
компонентов.
Механизм процесса. Метод щелочного заводнения нефтя-
ных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми
нефтью и породой. Практически все природные нефти содержат
в своем составе активные компоненты — органические кислоты,
но количество и состав их различны. При контакте щелочи
с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кисло-
тами, в результате чего образуются поверхностно-активные веще-
ства, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз
нефть — раствор щелочи и увеличивающие смачиваемость породы
водой. Лабораторные исследования показали, что степень сниже-
ния межфазного натяжения возрастает с увеличением количества
органических кислот в нефти и может составлять 0,001 мН/м
и менее в узком диапазоне концентраций щелочи в рас-
творе (рис. 56).
Рис. 56. Изменение поверхностного
натяжения о на границе раздела
нефть—водный раствор NaOH в за-
висимости от массового содержания
NaOH (С).
Нефть: 1 — малоактивная; 2 — активная;
3 — высокоактивная
Рис. 57. Зависимость вязкости систем
вода—нефть и нефть—0,1 %-ный раствор
NaOH от содержания водной фазы.
1 — активная нефть с 0,1 %-ным раствором
NaOH; 2 — то же, с пластовой водой; 3 — сла-
боактивная нефть с 0,2 %-иым раствором
NaOH; 4 — то же, с пластовой водой
175
При контакте щелочных растворов с нефтями, особо активно
взаимодействующими с щелочью из-за низкого межфазного натя-
жения, образуются мелкодисперсные эмульсии типа «нефть
в воде», а с малоактивными нефтями — типа «вода в нефти». За-
висимость вязкости эмульсий, образуемых нефтями различной
активности с щелочными растворами, от содержания воды пока-
зана на рис. 57. Нефти, неактивно взаимодействующие с щелочью,
не образуют стойких эмульсий с щелочными растворами, и с повы-
шением содержания воды в них вязкость возрастает. Эмульсии
с активными нефтями при увеличении в них содержания воды
резко уменьшают свою вязкость.
Проведенные опыты показали высокие нефтевытесняющие
свойства эмульсии: при одинаковых объемах количество.вытеснен-
ной нефти в случае применения эмульсии на основе активной нефти
было практически таким же, как и в случае закачки раствора
акустической соды с низким межфазным натяжением, и суще-
ственно выше, чем при вытеснении водой.
Степень снижения межфазного натяжения на границе фаз
нефть — раствор щелочи имеет существенное значение в механизме
процесса вытеснения нефти раствором щелочи (рис. 58). Все
нефти по их активным свойствам при взаимодействии с щелочью
по показателю кислотности можно разделить на три следующие
группы.
Нефть
Малоактивная . . . .
Активная ............
Высокоактивная . . .
Показатель кислотности,
мг КОН/г
<0,5
0,5—1,5
>1,5
Стабильное, межфазное
натяжение, мН/м
>1—2
0,02—1
<0,02—0,005
При малоактивных нефтях также возможно низкое межфазное
натяжение на контакте нефть — раствор щелочи, но со временем
оно быстро повышается до стабильного. При высокоактивных неф-
тях фактор времени в меньшей мере влияет на межфазное натя-
жение. И самое интересное свойство растворов щелочи состоит
в том, что с повышением массовой концентрации ее в воде более
0,04 °/о межфазное натяжение повышается независимо от актив-
ности нефти.
Вторым важным элементом в механизме метода щелочного
заводнения служит изменение смачиваемости породы щелочным
раствором за счет адсорбции органических кислот на поверхность
породы из нефти.
Применение растворов щелочей — один из самых эффективных
способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой,
т. е. гидрофилизации пористой среды, что, как отмечалось, повы-
шает коэффициент вытеснения нефти водой.
Для многих нефтей наступающий угол смачивания в системе
кварц—нефть—вода, характерный для процесса вытеснения
нефти водой, при наличии остаточной воды достигает 60—70°.
176
Рис. 58. Зависимость коэффициента
извлечения остаточной нефти а от по-
верхностного натяжения о на границе
раздела нефть—раствор щелочи
Рис. 59. Влияние солей кальция на
зависимость поверхностного натяже-
ния с растворов щелочи на границе
раздела с высокоактивной нефтью от
концентрации NaOH.
Раствор: 1 — NaOH; 2 — NaOH+O.I % CaCI2;
3 —NaOH+0,05% СаС|2
Наличие щелочи в воде снижает равновесный контактный угол
смачивания до 10—20° и даже ниже.
На процесс взаимодействия нефти с раствором щелочи большое
влияние оказывают ионы кальция, магния и железа (рис. 59).
Хлористый кальций с концентрацией 0,01 % существенно по-
вышает межфазное натяжение на границе нефть — раствор ще-
лочи, которое с увеличением концентрации солей в воде до 4—6 %
практически не изменяется. Значительные потери активности
щелочного раствора возможны и при высоком содержании в пла-
стовых водах двуокиси углерода. В результате реакции с ней
щелочи образуется водный раствор кальцинированной соды
(Х'а2СОз), которая тоже является щелочью, но более слабой, и не
позволяет достигнуть таких низких значений межфазного натяже-
ния, как едкий натр. Однако она может хорошо умягчать жесткие
пластовые воды.
Благоприятное влияние на щелочные растворы оказывает при-
сутствие в воде хлористого натрия, способствующего снижению
концентрации щелочи в растворе для получения минимального
межфазного натяжения.
12 Заказ № 281
177
В карбонатных коллекторах изменение смачиваемости зависит
от наличия в нефти азотсодержащих компонентов, которые, адсор-
бируя, гидрофилизируют их, а щелочные растворы эффективнее
вытесняют нефть с поверхностей.
Установлено, что наличие щелочи в пластовой воде смещает
в благоприятную сторону кривые фазовых проницаемостей при
совместной фильтрации нефти и воды. Относительная проницае-
мость пласта для активной нефти существенно улучшается, осо-
бенно при насыщенности водой (раствором) более 70 %, когда
обычная нефть становится неподвижной. При щелочном растворе
относительная проницаемость для нефти еще больше, чем для
воды, и сохраняет подвижность до насыщенности пласта водой
до 90—95 °/о-
Наличие глин в породе пласта снижает активность агента за
счет ионного обмена между ними. В глине имеются ионы водорода,
вступающие в реакцию с ионами гидроокиси закачиваемого рас-
твора щелочи, в результате чего снижается pH раствора. Адсорб-
ция щелочи на глинистой части породы зависит от типа глин. Из
приведенных ниже данных видно, что на кварцевых песках и кар-
бонатах адсорбции практически нет.
Минерал	Адсорбция щелочи,
мг/г породы
Кварц, кварцит, доломит...................................... Нет
Каолинит ................................................... 0,13
Монтмориллонит ...........................................   2,28
Ангидрит .................................................... 11,60
В породах со сложным составом (сцементированные песчаники,
алевролиты) адсорбция имеет промежуточное значение.
Набухаемость глины с большим содержанием рыхлого глино-
земистого монтмориллонита в растворе щелочи с концентра-
цией -0,25 % в 2 раза больше, чем в воде. При этом адсорбция
щелочи равна 0,50 мг/г породы.
Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти
плотностью 0,928 г/см и вязкостью 99,7 мПа-c раствором едкого
натра в пресцой воде с концентрацией 0,25 % показано в табл. 28.
Как видно, в идентичных условиях по пористости и приницаемо-
сти пород конечный коэффициент вытеснения нефти щелочным
раствором существенно зависит от содержания глины. С увеличе-
нием содержания глин он снижается, тогда как вытеснение за без-
водный период улучшается, что можно объяснить набуханием глин
и более ровным вытеснением.
Технология и системы разработки. Для приготов-
ления щелочных растворов можно использовать:
едкий натр (каустическую соду) NaOH;
углекислый натрий (кальцинированную соду) НагСО3;
гидрат окиси аммония (аммиак) NH4OH;
силикат натрия (растворимое стекло) N2S1O3.
178
Таблица 28
Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти
Содержание глии (монтморил- лонит), %	Пористость, %	Проницае- мость, мкм2	Объем зака- чиваемой воды, объемы пор	Коэффициент вытеснения в период, %	
				безводный	конечный
.0	В ы т 36,2	еснение н .,2	ёфти водой 4,1	1	30,4		52,2
Вытеснение нефти р			аствором	щелочи	
0	35,6	1,15	3,64	30,2	63,4
5	36,5	1,07	3,78	30,5	61,5
10	35	1,17	3,86	31,2	58
15	35,1	1,09	3,88	32,3	55,5
20	36,4	1,02	4	32,3	53,5
25	35,4	1,12	4,2	34,8	50,7
Эти вещества характеризуются различными показателями
щелочности (pH), величины которых приведены ниже.
0,1 н раствор
pH
NaOH .......................................................
Na2CO3 .....................................................Н >6
NH4OH ......................................................11,1
Na2SiO3 ....................................................12,6
Наиболее активны из них едкий натр и силикат натрия. Ще-
лочные растворы закачиваются в виде оторочек размером 10—
25 % от объема пор пласта, в зависимости от его неоднородности,
которые продвигаются обычной водой.
В многорядных системах разработки размер оторочки может
быть больше, так как первые ряды скважин отбирают значитель-
ную часть раствора. Рабочая концентрация едкого натра в растворе
определяется лабораторными исследованиями для конкретных неф-
тей, пласта, воды и должна обеспечивать наименьшее межфазное
натяжение.между раствором и нефтью. Обычно эта концентрация
составляет 0,2—0,4 % с учетом адсорбции щелочи.
Повышение концентрации щелочи не дает эффекта в вытеснении
нефти. Но в гидрофобизованных коллекторах более высокие концен-
трации щелочи в растворе (до 2—4 % ) необходимы для изменения
смачиваемости поверхности пористой среды.
Размер оторочки и концентрация в ней агента должны опре-
деляться расчетным путем с учетом неизбежных потерь щелочи
в пласте.
При значительной адсорбции щелочи в пласте можно исполь-
зовать ступенчатую оторочку раствора с убывающей концентра-
цией—от 0,5—1 % на фронте до 0,05—0,1 % в конце — равными
порциями (по 5—7 % от объема пор).
12*
179
Рис. 60. Изменение средней прони-
цаемости k пористой среды при вы-
теснении нефти растворами NaOH и
СаС12 в зависимости от объема за-
качки Упор.
Вытеснение: 7, 2, 4, 5 — чередующимися
оторочками раствора NaOH и СаС12 разме-
ром 5, 10, 15 н 20 % от объема пор соответ-
ственно; 3 — непрерывное раствором NaOH;
Vj 2, V3 н V4 — объемы закачки на момент
стабилизации проницаемости
С целью экономии едкого натра перед ним можно закачивать
раствор кальцинированной соды для умягчения пластовой и зака-
чиваемой вод и взаимодействия с породой.
Возможно применение и высококонцентрированных щелочных
растворов (до 4—5 % ), особенно в пластах, требующих повышения
гидрофильности, при большом содержании солей.
Процесс может быть эффективнее при попеременной закачке
в пласт оторочек щелочно-силикатного раствора, пресной воды и
хлористого кальция. При этом повышается охват пласта заводне-
нием. Раствор силиката натрия и едкого натра с высоким pH реаги-
рует с нефтью, в результате чего снижается межфазное натяжение,
а раствор хлористого кальция смешивается с раствором щелочей и
вступает с ним в химическую реакцию с образованием мелкодис-
персного осадка. Последний снижает проводимость высокопрони-
цаемых слоев пласта, поглощающих раствор, и промытых участков.
Вследствие этого вода начинает поступать в менее проницаемые
зоны и участки пласта, не охваченные заводнением.
Оторочка пресной воды предназначена для предотвращения
преждевременного смешивания растворов силиката натрия и хло-
ристого кальция и закупорки призабойной зоны пласта.
С целью изучения эффективности метода и возможности регули-
рования процесса во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследова-
тельском институте (Л. Н. Бученков) были проведены специальные
исследования на образцах пористой среды (рис. 60).
Как видно, изменение объема оторочек от 20 до 5 % от объема
пор снижает проницаемость пористой среды по длине образца. При
больших оторочках происходит снижение проницаемости удаленной
зоны, а при малых оторочках — зоны, близкой к входу в образец,
так как облегчается смешение растворов и образование осадка.
С повышением вязкости нефти увеличивается ее активность при
взаимодействии с щелочами [15]. К наиболее активным нефтям
относятся известные высоковязкие нефти Кенкиякского и Ярегского
месторождений (вязкость более 400 и 10 000 мПа-с соответственно).
Разработка месторождений с высоковязкими нефтями методом
заводнения, даже с применением химических реагентов, не позво-
лит достигнуть высокого коэффициента нефтеотдачи пласта. Для
месторождений подобного рода необходимо сочетание закачки
в пласты теплоносителей (пар, горячая вода) для снижения вяз-
180
кости нефти с добавками к ним щелочей, т. е. термощелочное
воздействие на пласты. При разработке месторождений с нефтями
повышенной вязкости обычно используются площадные системы
с густой сеткой скважин.
Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отлича-
ются большой сложностью. Продвижение щелочной оторочки по
пласту должно регулироваться режимом работы нагнетательных и
добывающих скважин (циклическое воздействие и изменение на-
правления потоков жидкости).
'Система размещения нагнетательных и добывающих скважин
при маловязких нефтях может ничем не отличаться от метода обыч-
ного внутриконтурного заводнения или заводнения с ПАВ и поли-
мерами.
Реализуемые проекты. У нас в стране испытание метода
щелочного заводнения начато на месторождениях Пермской об-
ласти, Азербайджана, Украины. Наиболее полно метод испытан на
Трехозерном месторождении в Западной Сибири. Нефть этого ме-
сторождения относится к малоактивным. Поверхностное натяжение
на контакте нефть—раствор щелочи достигло 1—3 мН/м. Однако
лабораторные исследования по вытеснению, проведенные на кернах
пласта месторождения, показали, что раствор щелочи позволяет
повысить коэффициент вытеснения на 5 %.
Опытный участок расположен на блоке III Трехозерного место-
рождения, площадь блока 911 га. В пределах опытного участка
пласт представлен в основном мелкозернистыми кварцевыми
песчаниками и алевролитами (69,8 %) с подчиненным значением
шпатов (16,7%), цемент глинистый, преимущественно каолини-
товый (10—15%). Геолого-физическая характеристика пласта
опытного участка (блок III) Трехозерного месторождения приве-
дена ниже.
Глубина залегания пласта, м.............................. 1480—1550
Толщина, м...................................................... 5
Пластовая температура, °C...................................... 80
Проницаемость, мкм2........................................... 0,214
Пористость, %	  25
Гидропроводность, мкм2-см/(мПа-с) ....................... 188,5
Начальное пластовое давление, МПа.............................. 15,2
Насыщающая продуктивный пласт нефть.......................Легкая	маловязкая
Плотность нефти в пластовых условиях,	г/м3................... 0,787
Вязкость нефти в пластовых условиях,	мПа-с.................... 1
Содержание, %:
парафина ................................................. 2,18—4,52
серы ..................................................... 0,27-0,51
асфальтенов .................................................. 0,4
Эксперимент по закачке раствора каустической соды был на-
чат в декабре 1976 г. согласно технологической схеме. Перед нагне-
181
Рис. 61. Основные технологические показатели разработки опытного участка
(пласт И) Трехозерного месторождения с закачкой щелочи.
<?в — содержание воды в продукции; <?рщ — закачка раствора щелочи; — расход щелочи;
Qn — добыча нефти; «н — число нагнетательных скважин
танием щелочи в пласт было закачано 600 кг родонистого аммония
для контроля за движением передней границы оторочки раствора
щелочи. Концентрация щелочи в закачиваемом растворе состав-
ляла в среднем 0,387 %.
После закачки в пласт раствора щелочи в объеме 3,7 % от поро-
вого объема всего участка (сентябрь 1977 г.) технология закачки
раствора щелочи была изменена. Для увеличения охвата пласта
воздействием была начата периодическая закачка более концент-
рированного раствора щелочи в пресной воде и жесткой пластовой
воды. Как показали лабораторные исследования, при смешении
раствора щелочи с пластовой водой выпадает около 1 г/л нераст-
воримых осадков, которые, как предполагалось, должны были
снизить проницаемость высокопроницаемых зон пласта.
Для реализации этой цели раствор щелочи и пластовая вода
закачивались по следующей технологии.
Закачка оторочки пресной воды, сут .................................... 1
Закачка пластовой воды, сут ........................................... 5
Закачка раствора щелочи, сут.......................................... 10
Концентрация раствора щелочи составляла 0,6—0,7 %. Предпо-
лагалось, что данная технология обеспечит снижение приемистости
нагнетательных скважин в 1,5 раза. Однако приемистость нагнета-
тельных скважин не изменилась.
В начале 1980 г. эксперимент по закачке раствора щелочи на
блоке III был прекращен (рис. 61). За все время в пласт было за-
качано 6149 т щелочи, или 1 185 820 м3 раствора щелочи (15,5 % от
объема пор участка). Отобрано из пласта более 200 т каустической
соды в пересчете на 100 %. По расчетам в пласте в осадок выпало
до 800 т щелочи.
С технологической и экономической точек зрения эксперимент
на Трехозерном месторождении оценивается как малоэффективный:
182
хотя добыча нефти возросла в 1,8—2 раза, обводненность ее сни-
зилась. Но в процессе опытных работ были созданы установки для
приготовления раствора, разработаны технология приготовления
и закачки его в пласт, методы контроля за процессом и др.
С целью дальнейшего изучения метода на блоке IV Трехозер-
ного месторождения запроектировано испытание попеременной
закачки оторочек щелочно-силикатного раствора и воды, содержа-
щей соли жесткости. Объем закупоривающего вещества, образую-
щегося при этом методе, больше, чем в испытанном, что позволяет
надеяться на большую его эффективность.
Метод щелочного заводнения испытывается в США [47] на
шести объектах. Основные характеристики объектов, на которых
испытывается метод, представлены в табл. 29. Как видно из таб-
лицы, испытание метода проводится на месторождениях с коллек-
торами различной проницаемости и нефтями вязкостью от 1,4 до
220 мПа-с. Всем опытно-промышленным испытаниям метода пред-
шествовали лабораторные исследования. В них оценивались эф-
фективность применения метода, возможные потери щелочи на вза-
имодействие с породой и пластовыми жидкостями.
Т а б.л и ц а 29
Основные характеристики объектов щелочного заводнения США
Месторождение	 Площадь, га	Число сква- жин		С	<аг ллшзоТтиилЗг 1 !	Свойства пластовой иефти		Предшест- вующее воздей- ствие	Неф- тенасы- щенио- сть, %			Состояние процесса
		добыва- ющих		нагнета- 1 тельных !			Вязкость, мПа - с	Темпера- тура, °C		СК те X X к; с те я		конечная	
Смаковер	5,6	6	1		2	75	43,5	Заводнение	6		50	Только начат
Хантингтон	26,1	8	4	0,2		15	74	»	3		—	То же
Бич Уилминг- тон	77,4	23	8	0,4		24	49	>,			—	
С морд Ист	16,1	8	1	0,009		1,4	27	Заводнение (частично)	70		48	Завершен
Суорд Ист	16,1	8	1	0,025		1,4	27	Заводнение	6	4	42	»
Бизон Байсин	64,2	10	6	0,144		220	24	«	53		35	Только начат
При меч а н и е. Эффективность процесса оценивать рано.
На опытных участках проводились предварительные промысло-
вые исследования, которые включали в себя закачку индикатора
для оценки неоднородности коллектора, а также гидродинамические
исследования. Практически по всем объектам получена дополни-
тельная нефть, но судить об эффективности преждевременно.
Недостатки метода. Основными недостатками метода яв-
ляются очень жесткие критерии применимости его по активности
нефти. Минерализация пластовой и закачиваемой воды и большое
183
содержание глин в породе также могут исключать возможность
применения метода.
Недостаточная активность нефти, содержание солей в воде и
глин в породе приводят к увеличению расхода щелочи и снижению
эффективности вытеснения нефти, по сравнению с обычной водой,
вплоть до нуля.
Отсутствие широких испытаний метода и его модификаций
в промысловых условиях и надежных данных по проводимым опы-
там не позволяет оценить более конкретно область и условия его
применения.
Лабораторные же исследования не дают возможности модели-
ровать эффективность таких процессов, как образование эмульсий,
адсорбция щелочей и осадкообразование в реальном пласте.
В пластах, содержащих гипс, возможно растворение его ще-
лочью и последующее отложение в призабойных зонах, скважинах
и оборудовании.
Будущее метода. В настоящее время будущее метода
можно представить только на основании лабораторных исследо-
ваний, т. е. весьма приближенно. Промысловых данных по эффек-
тивности метода пока нет.
Как отмечалось, эффективность применения каустической соды
обусловлена способностью нефтей при взаимодействии с ней сни-
жать межфазное натяжение на контакте нефть—раствор щелочи,
образовывать высокодисперсную устойчивую эмульсию типа «нефть
в воде» при фильтрации по пласту и повышать смачиваемость пла-
стов водой. Как правило, такие нефти высоковязкие. Применение
обычных водных растворов щелочей на месторождениях с высоко-
вязкими нефтями не позволит сильно увеличить охват пласта воз-
действием, поэтому возникает необходимость сочетания этого ме-
тода с полимерным заводнением и тепловыми методами (горячая
вода, пар). Термощелочные растворы значительно лучше вытес-
няют нефть за счет улучшения смачивания пористой среды.
Модификации метода щелочного заводнения, направленные
на увеличение охвата пласта воздействием за счет осадко-
образования, по-видимому, имеют более широкую область приме-
нения. Их можно применять практически на любом месторождении,
разрабатываемом с заводнением, но только на основании эконо-
мических оценок, так как они требуют больших объемов химичес-
ких реагентов.*
VII. Физико-химические методы
увеличения нефтеотдачи заводненных пластов
После заводнения нефтяных месторождений по обычной тех-
нологии или с различными улучшениями технологии (циклическое
воздействие, изменение направления потоков жидкости, водогазо-
вое циклическое воздействие), или с повышением вытесняющих
184
свойств воды (ПАВ, полимеры, щелочи) в недрах остаются неиз-
влекаемыми до 30—70 % начальных запасов нефти, которые оказы-
ваются сложно рассредоточенными в заводненном объеме плас-
тов в виде остаточной рассеянной нефти и не охваченных заводне-
нием слоев, линз, пропластков.
Остаточную нефть из заводненных пластов способны вытеснять
лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой
или имеют сверхнизкое межфазное натяжение на контакте. Такие
условия возникают при вытеснении нефти двуокисью углерода и
мицеллярными растворами, которые практически полностью устра-
няют отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение
нефти.
Эти методы относятся к числу наиболее высокопотенциальных
и перспективных, способных снижать остаточную нефтенасыщен-
ность в зоне, охваченной рабочим агентом, до 2—5%. Главное
в применении этих методов — обеспечить высокий охват нефтяной
залежи эффективным вытесняющим агентом (двуокисью углерода)
и мицеллярным раствором. Эти методы для нашей промышленности
имеют принципиальное значение, так как основная часть остаточ-
ной нефти на известных разрабатываемых месторождениях оста-
ется в виде заводненных остаточных запасов, которые будет значи-
тельно труднее извлекать, чем из незаводненных пластов.
Вытеснение нефти двуокисью углерода
С нефтью и водой могут смешиваться спирты и жидкая двуокись
углерода. Однако некоторые спирты плохо растворяются в воде
(бутиловый и пропиловый), а другие, наоборот, плохо раство-
ряются в нефти (этиловый и метиловый). Двуокись углерода раст-
воряется в воде и в нефти разного состава и плотности. Исследова-
ния СО2 были начаты в начале 50-х годов.
Механизм явлений. Углекислый газ, или двуокись угле-
рода, образует жидкую фазу при температуре ниже 31,2 °C
(рис. 62).Однако при содержании в ней углеводородов темпера-
тура, при которой возможно существование жидкой двуокиси угле-
рода, повышается вплоть до 40 °C. При температуре выше 31 °C
двуокись углерода находится в газообразном состоянии при любом
давлении. Давление 7,2 МПа также является критическим. При
меньшем давлении СО2 из жидкого состояния переходит в парооб-
разное (испаряется).
Платность и вязкость жидкой двуокиси углерода изменяются
в пределах от 0,5 до 0,9 т/м3 и от 0,05 до 0,1 мПа-c, а газообраз-
ной— от 0,08 до 0,1 кг/м3 и от 0,02 до 0,08 мПа-c при давлениях
8—25 МПа и температуре 20—100°C (рис. 63).
При высоких давлениях (более 15 МПа) и низкой температуре
пласта (менее 40 °C) плотность жидкой и газообразной двуокиси
углерода становится почти одинаковой (0,6—0,8 т/м3).
Двуокись углерода растворяется в воде значительно лучше уг-
леводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде уве-
185
Рис. 62. Диаграмма фазового состоя-
ния двуокиси углерода в зависимости
от давления и температуры.
Фаза: I — газовая; II — жидкая; III —
твердая
Рис. 63. Зависимость вязкости дву-
окиси углерода р, от температуры при
разных давлениях.
Давление, МПа: 1 — 30; 2 — 25; 3 — 20;
4—15; 5—10; 6 — 7; 7 — 5; 5 — 0,1
личивается с повышением давления и уменьшается с повышением
температуры. В пластовых условиях в воде растворимость двуокиси
углерода находится в пределах от 30 до 60 м3/м3 (3—5 % ) (рис. 64).
С ростом минерализации воды растворимость двуокиси углерода
в Ней снижается.
При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее не-
сколько увеличивается {45]. Однако это увеличение незначительно
(рис. 65). При массовом содержании в воде 3—5 % двуокиси угле-
рода вязкость ее увеличивается лишь на 20—30 %. Образующаяся
при растворении СО2 в воде угольная кислота Н2СО3 растворяет,
некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницае-
мость. Согласно лабораторным данным БашНИПИнефти, проница-
емость песчаников увеличивается при этом на 5—15%, а доломи-
тов— на 6—75 %. В присутствии двуокиси углерода снижается на-
бухаемость глинистых частиц. Двуокись углерода растворяется
в нефти в 4—10 раз лучше, чем в воде, поэтому она может перехо-
дить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное
натяжение между ними становится очень низким и вытеснение
приближается к смешивающемуся [21, 45].
Двуокись углерода в воде способствует разрыву и отмыву пле-
ночной нефти, покрывающей зерна породы, и уменьшает возмож-
ность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при
малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых
каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.
186
Рис. 64. Зависимость растворимости дву-
окиси углерода R в воде от давления при
разных температурах
Рис. 65. Зависимость вязкости воды рв
от концентрации двуокиси углерода Ссо 2
Двуокись углерода растворяется в нефти значительно лучше
метана. Растворимость СО2 в нефти увеличивается с ростом дав-
ления и уменьшением температуры и молекулярной массы нефти.
Содержание метана или азота снижает растворимость СОг в нефти
и повышает давление смесимости. Нефти с высоким содержанием
парафиновых углеводородов лучше растворяют СОг, чем нефти
с высоким содержанием нафтеновых и, тем более, ароматических
углеводородов.
При давлениях выше давления полной смесимости СОг и нефть
будут образовывать однофазную смесь при любом содержании
в ней СОг, т. е. будет неограниченная смесимость.
Давление полной смесимости для разных нефтей весьма раз-
лично и может изменяться от 8 до 30 МПа и более. Для легких
маловязких нефтей давление смесимости меньше, для тяжелых вы-
соковязких— больше (рис. 66).
Вместе с тем давление смесимости СОг и нефти зависит от дав-
ления насыщения нефти газом. С увеличением давления насыще-
ния от 5 до 9 МПа давление смесимости повышается от 8 до
12 МПа. Содержание в СОг метана и азота повышает давление
смесимости. Например, содержание в СОг 10—15 % метана или
азота повышает давление смесимости более чем на 50 %. И наобо-
рот, добавление к углекислому газу этана или других углеводород-
ных газов с высокой молекулярной массой снижает давление смеси-
мости.
Повышение температуры от 50 до 100 °C увеличивает давление
смесимости на 5—6 МПа.
Ввиду влияния указанных факторов на давление смесимости
СО2 лишь частично смешивается со многими нефтями при реаль-
ных пластовых давлениях. Однако в пластах СОг, контактируя
с нефтью, частично растворяется в ней и одновременно экстраги-
187
рК'МПа
М=282
Рис. 66. Номограмма для определения критических давлений рк смесимости сме-
сей СОг с нефтями в зависимости от температуры Т и молекулярной массы
нефти М
рует углеводороды, обогащаясь ими. Это повышает смесимость СО2,
и по мере продвижения фронта вытеснение становится смешиваю-
щимся. В результате давление, необходимое для смешивающегося
вытеснения нефти двуокисью углерода, значительно меньше, чем
одним углеводородным газом. Так, для смешивающегося вытесне-
ния легкой нефти углеводородным газом требуется давление 27—
30 МПа, тогда как для вытеснения СО2 достаточно 9—10 МПа.
При растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается,
плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть
как бы набухает.
При высоком давлении и температуре механизм смесимости СО2
и нефти характеризуется процессом испарения углеводородов из
нефти в СО2, а при низкой температуре механизм больше соответ-
ствует конденсации, адсорбции СО2 в нефть.
ripn давлениях, меньших давления смесимости, смесь СО2 и'
нефти разделяется на составные фазы: газ СО2 с содержанием
легких фракций нефти и нефть без легких фракций. Из нефти могут
выпадать асфальтены, парафины в виде твердого осадка.
Увеличение плотности нефти при растворении в ней СО2 не npe-J
вышает 10—15%, составляя, как правило, не более чем 2—3%,:
что связано со значительным расширением объема нефти.	)
Увеличение объема нефти в 1,5—1,7 раза при растворении в ней!
СО2 вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пла-|
188
стов при разработке месторождений, содержащих маловязкие
нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор,
увеличивающий коэффициент вытеснения,— уменьшение вязкости
нефти при растворении в ней COs (рис. 67). Вязкость нефти сни-
жается тем сильнее, чем больше ее начальное значение.
Начальная вязкость нефти, мПа «с
1000—9000 ........................
100—600 ..........................
10—100............................
1—9...............................
Вязкость нефти при полном насыщении СО2,
мПа-с
15—160
3—15
1—3
0,5—0,9
ней СОг (не менее, чем под действием теп-
с его концентрацией
Зависимость вязкости
от концентрации' в ней
Рис. 67.
нефти ц
СО2 для нефтей Арланского и Туй-
мазинского месторождений.
Месторождение: 1 — Арланское; 2 —
Туймазииское
Как видно, вязкость нефти снижается очень сильно под дейст-
вием растворения в
лоты).
И. И. Дунюшкин предложил эмпирическую формулу расчета
вязкости нефти цн, насыщенной СОг
в нефти Сн:
цн=Д|4; А= 0,22/(0,22 -4- ($; б =	~ 0.295,
Здесь А и б — эмпирические коэффициенты; щ — первоначаль-
ная вязкость нефти, мПа-с.
При снижении давления и разделении смеси нефть—СОг на
составные фазы происходит переход легких компонентов нефти
в двуокись углерода. При этом
оставшаяся нефть утяжеляется,
уменьшаются ее объем и раствори-
мость в ней СО2, увеличиваются
плотность и вязкость. Вследствие
этого снижается подвижность неф-
ти, оставшейся за фронтом вытесне-
ния СО2.
В табл. 30 приведены данные об
изменении свойств шаимской нефти
при смешивании ее с разными объ-
емами СОг при давлении 18 МПа,
температуре 80 °C и последующем
разделении на фазы. На поверхно-
сти 7’=20°С и р=0,1 МПа. В опы-
тах 1—7 система СО2—нефть со-
стоит из одной фазы, а в опытах 8—
11 разделяется на две — газовую и
жидкую. Обращает на себя внима-
ние, что при увеличении доли СО2 в
смеси уменьшается количество лег-
ких фракций в нефти после разделе-
ния, а в фазу двуокиси углерода пе-
реходят все более тяжелые углево-
дородные фракции и увеличение
объема нефти замедляется.
189
Свойства шаимской нефти при контактировании с двуокисью углерода
190
Механизм процесса вытеснения нефти. При пласто-
вом давлении выше давления полной смесимости пластовой нефти
с СО2 двуокись углерода будет вытеснять нефть как обычный
растворитель (смешивающееся вытеснение). Тогда в пласте обра-
зуются три зоны — зона первоначальной пластовой нефти, переход-
ная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачивае-
мого агента^ и зона чистого СО2. Если СО2 нагнетается в завод-
ненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти,
вытесняющий пластовую воду.
В лабораторных условиях при вытеснении некоторых моделей
нефти двуокисью углерода из однородных пористых сред в нес-
кольких случаях достигался коэффициент вытеснения I.
Однако в опытах с реальными нефтями коэффициент вытесне-
ния не превышает 0,94—0,95%, что объясняется, видимо, выпаде-
нием в твердый осадок высокомолекулярных компонентов
нефти.
При давлении в пласте меньше давления смесимости СО2 ча-
стично растворяется в нефтяной фазе, улучшая ее фильтрационные
характеристики, а легкие фракции нефти, наоборот, переходят
в СО2.
Происходит компонентное разделение нефти. Двуокись угле-
рода, насыщенная легкими фракциями нефти, вытесняет нефть,
частично насыщенную СО2. В зоне промытой СО2 остаточная
нефть приобретает свойства тяжелого нефтяного остатка.
Лабораторными опытами установлено, что СО2 в жидком виде
лучше вытесняет нефть, чем в газообразном, при температуре,
близкой к критической (31 °C), и давлении, близком к критичес-
кому (7 МПа).
При температуре в пласте выше критической СО2 при любом
давлении будет находиться в газообразном состоянии и вытес-
нять нефть со всеми недостатками, присущими агенту с малой
вязкостью, т. е. при малом охвате неоднородных пластов процес-
сом. Поэтому всегда желательно нагнетать в пласты двуокись
углерода в жидком виде и выбирать объекты для ее применения
с температурой, незначительно отличающейся от критической
(25—40 °C).
Влияние объемных эффектов на вытеснение
нефти двуокисью углерода. Увеличение объема нефти
под воздействием растворяющегося в ней СО2 наряду с изменением
вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением
вязкости воды) —один из основных факторов, определяющих эф-
фективность его применения в процессах добычи нефти и извле-
чения ее из заводненных пластов.
Объемное расширение нефтей зависит от давления, темпера-
туры и количества растворенного газа. На объемное расширение
нефти под воздействием СО2 влияет также содержание в ней лег-
ких углеводородов (С3—С7). Чем больше в нефти содержание
легких углеводородов, тем больше ее объемное расширение
(рис. 68).
191
Рис. 68. Зависимость объемного рас-
ширения нефти AV от концентрации
СО2 в нефти при различных М/р
Объемное расширение нефти
в пласте или «набухание» нефти
вызывает искусственное увеличе-
ние нефтенасыщенного объема
порового пространства коллекто-
ра. В результате давление в по-
рах повышается, вследствие чего
в добывающие скважины допол-
нительно вытесняется часть оста-
точной неподвижной нефти. Объ-
емное расширение нефти даже
при частичном насыщении СО2
увеличивает коэффициент вытес-
нения ее на 6—10% за счет повы-
шения фазовой проницаемости
для нефти, а следовательно, и
конечную нефтеотдачу пластов
(рис. 69, 70).
Технология и системы
разработки. В связи с тем
что давление определяет‘смеси-
мость, состояние смеси нефть—
СО2 и эффективность вытеснения
нефти, основными регулируемыми элементами технологии про-
цесса являются давление нагнетания СО2 и поддержание пласто-
вого давления.
Оптимальное давление, при котором СО2 наиболее эффективно
вытесняет нефть, следует определять в каждом конкретном слу-
чае экспериментально при условиях, близких к пластовым, т. е.
определение давления смесимости для пластовых нефтей с СО2
проводить в пористой среде реального пласта.
Другое важное условие технологии вытеснения нефти СО2 —
его чистота, от которой зависит смесимость с нефтью. Чистый СО2
(99,8—99,9 %) имеет минимальное давление смесимости, лучше
смешивается с нефтью и вытесняет ее, а при сжижении может
закачиваться в пласты насосами без осложнений и необходимости
удаления газов. При содержании в смеси с СО2 большого коли-
чества легких углеводородных и инертных газов нагнетание смеси
возможно только в газообразном состоянии.
Если в пласт закачивается СО2 в смеси с метаном (природ-
ный газ) или азотом (дымовые газы), то давление смесимости
будет очень высоким, а эффективность вытеснения нефти СО2 —
сниженной. Это объясняется тем, что метан или азот препятст-
вует смесимости нефти и СО2.
Для вытеснения нефти одним СО2 требуется его большой рас-
ход для ощутимого увеличения нефтеотдачи. Ввиду большой раз-
ницы вязкостей и плотностей СО2 и нефти возможны быстрые
прорывы СО2 к добывающим скважинам по высокопроницаемым
слоям, гравитационное разделение их и значительное уменьшение
192
Рис. 69. Зависимость коэффициента вы-
теснения нефти двуокисью углерода 0В
от коэффициента вытеснения водой 0В
при разных отношениях объемных коэф-
фициентов начальной и остаточной нефти
Ья/Ьо
Рис. 70. Зависимость коэффициента объ-
емного эффекта Роб от коэффициента
вытеснения рв при разном отношении
объемных коэффициентов начальной и
остаточной нефти bHlbo
коэффициента охвата по сравнению с заводнением. Вследствие
этого эффект повышения вытеснения нефти СОг может быть
меньше потерь в нефтеотдаче за счет снижения охвата вытесне-
нием. С целью экономии СОг, предотвращения его прорывов к до-
бывающим скважинам, снижения гравитационных эффектов и уве-
личения коэффициента охвата, применение СО2 целесообразно
сочетать с заводнением. Применяются различные модификации
этого метода.
Заводнение карбонизированной водой. Самый
простой способ подачи СО2 в пласт — нагнетание воды, полностью
или частично насыщенной (3—5 %) СО2. В пласте СО2 переходит
из воды в оставшуюся за фронтом нефть, изменяя ее объем и филь-
трационные свойства, вязкость и фазовую проницаемость. Прн этом
фронт концентрации СО2 в воде значительно отстает от фронта
вытеснения. Отставание зависит от коэффициента вытеснения
нефти водой, коэффициента распределения СО2 между нефтью
и водой, концентрации СО2 в воде, давления и температуры и из-
меняется от 2 до 8 раз, т. е. путь, пройденный фронтом вытеснения
13 Заказ X» 281
193
Рис. 71. Схема вытеснения нефти оторочкой газообразной двуокиси углерода из
необводненного пласта и распределения насыщенности воды, нефти и СО2 при
неполной смесимости
нефти водой, в 2—8 раз больше пути, пройденного фронтом на-
чальной концентрации СО2 в воде.
Это обстоятельство значительно увеличивает сроки получения
эффекта, длительность разработки нефтяных месторождений и рас-
ход нагнетаемой воды. Лабораторные эксперименты и численные
расчеты, проведенные в БашНИПИнефти, показывают, что коэф-
фициент вытеснения нефти карбонизированной водой повышается
всего на 10—15 % при нагнетании в пласты пяти-шести поровых
объемов. Коэффициент охвата пласта в случае применения карбо-
низированной воды несколько выше, чем при обычном заводнении.
Это объясняется снижением капиллярных сил на границах фаз
и уменьшением контактного угла смачивания водой породы. Гра-
витационные силы, плотность сетки скважин и система разработки
оказывают на процесс вытеснения нефти карбонизированной водой
такое же влияние, как и на обычное заводнение.
Вытеснение оторочкой двуокиси углерода. От-
ставания фронта СО2 от фронта вытеснения нефти водой можно
избежать (или значительно уменьшить), нагнетая в пласт чистую
СО2 в виде оторочки в объеме 10—30 % от объема пор, продвигае-
мой затем водой. При вытеснении нефти из обводненного пласта
оторочкой СО2 будут существовать следующие характерные зоны
по насыщенности (несмешивающееся вытеснение).
Зона I — однофазное течение нефти в присутствии погребенной
воды (рис. 71).
Зона II — совместное движение СО2, нефти и воды, сопрово-
ждаемое активным массообменом между этими фазами.
Зона III — движение нефтяного вала в присутствии погребен-
ной воды и защемленного газа. Здесь происходит массообмен
углекислым газом между фазами, но в меньшей степени, чем
в зоне II.
Зона IV — движение карбонизированной воды в присутствии
лишенной легких фракций и поэтому малоподвижной нефти и за-
щемленного СО2. Массообмен крайне ограничен, так как перед
лишенной СО2 нагнетаемой водой движется вал погребенной воды,'
которая насыщается на фронте вытеснения нефти СО2.
194
Зона V—движение нагнетаемой воды в присутствии остаточной
нефти. Содержащийся в нефти СО2 переходит в нагнетаемую воду,
и его концентрация уменьшается в этих зонах от максимального
значения до нуля в направлении, противоположном движению
потока.
Зона VI — движение воды в присутствии остаточной нефти
и в отсутствие СО2.
Если размер оторочки СО2 невелик, то с течением времени
зоны II и III исчезают. Вода обгоняет СО2, и происходит вытесне-
ние нефти карбонизированной водой. Между зонами I и IV появ-
ляются две новые зоны: зона VII, в которой происходит вытесне-
ние нефти водой, лишенной СО2, и зона VIII, в которой нефть
вытесняется карбонизированной водой. Насыщение воды СО2 про-
исходит в зоне IV, т. е. на удалении от линии нагнетания. В ре-
зультате этого отставание фронта СО2 от фронта вытеснения (раз-
мер зоны VII) при нагнетании оторочки СО2 всегда меньше, чем
при нагнетании карбонизированной воды. В дальнейшем нагнетае-
мая вода насыщается СО2 в области защемленного газа.
В конечном счете защемленный газ исчезает и в пласте
остаются только зоны VI и V. В зоне VI объем нефти, не содер-
жащей СО2, значительно меньше, чем в зоне V. Важно то, что вода
переносит СО2 из областей, где нефть практически неподвижна
(зоны IV и V), в области, не охваченные воздействием СО2. Вслед-
ствие этого, в отличие от применения других растворителей или
углеводородных газов, даже небольшие оторочки СО2 обеспечи-
вают заметный прирост нефтеотдачи.
При увеличении объема нагнетаемого в пласт СО2 нефтеотдача
пласта, естественно, будет увеличиваться (рис. 72).
Как видно из рисунка, при увеличении размера оторочки коэф-
фициент вытеснения нефти растет неравномерно, с увеличением
оторочки прирост снижается. В результате при небольших отороч-
ках расход СО2 на тонну дополнительно добытой нефти ниже,
чем при больших. С другой стороны, с увеличением оторочки
уменьшается срок разработки и сокращается расход нагнетаемой
воды. Аналогичная зависимость нефтеотдачи от размера оторочки
получается и в неоднородном пласте. В большинстве случаев (при
невысокой неоднородности пластов) оптимальный объем оторочки
СО2 находится в пределах от 20 до 30 % от объема пор (табл. 31).
При вытеснении нефти оторочкой СО2 нефтеотдача очень сильно
зависит от условий для гравитационного разделения. При большой
вертикальной проницаемости пласта нефтеотдача может быть
в 2—2,5 раза меньше, чем при нулевой проницаемости но толщине
пласта.
Вытеснение чередующимися оторочками дву-
окиси углерода и воды. Исследования, экспериментальные
и аналитические, показывают, что более высокую эффективность
от этого метода можно получить, нагнетая необходимый объем
СО2 небольшими порциями попеременно с водой либо одновре-
менно нагнетая СО2 и воду. Эффективность этого процесса в боль-
13*
195
Таблица 31
Эффективность вытеснения и доотмыва нефтей различных месторождений оторочками СО2
(по исследованиям БашНИПИнефти)
Месторождение	Коллектор	Проница- емость , мкм2	Содер- жание связанной воды, %	Нефть	Вязкость нефти, мПа-с	р. МПа	г, °C	Характер вытеснения	Объем оторочки СО2, доля от объема пор	Прирост ко- эффициента вытеснения по сравнению с водой
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	II
Ольховское	Песчаник	0,0396	13,9	Пластовая	0,81	18,5	27	Доотмыв	0,3	0,227
		0,0396	13,9		0,81	18,5	27		0,96	0,552
		0,0455	13,7		0,81	18,5	27		0,15	0,126
		0,0455	13,7	»»	0,81	18,5	27	,,	0,86	0,528
ст Ромашкннское,		0,4840	11,2	Пластовая	3,8	11	36		0,12	0,03
Абдрахманов-		0,4260	11,5	Модель	3,8	11	36		0,12	0,04
ская площадь		0,2230	12	Пластовая	3,8	И	36		0,3	0,132
		0,2370	11,7	Модель	3,8	11	36		0,3	0,092
		0,2230	12		3,8	11	36		0,3	0,119
		0,4930	14,4		3,8	11	36		0,12	0,029
		0,2470	12		3,8	11	36	Вытеснение	1,48	0,235
		0,*1540	14,3		3,8	11	36	Доотмыв	1,19	0,222
		0,4930	14,4		3,8	11	36	>5	1,24	0,211
Узеньское		0,0616	44,3		4,05	11	65	Вытеснение	0,32	0,037
		0,0616	44,3		4,05	11	65		0,55	0,092
		0,209	47,7		4,05	11	65		0,3	0,056
		0,209	47,7	»»	4,05	11	65		0,53	0,103
Якушинское	Известняк	0,077	26	Модель	17,68	10	20	Доотмыв	0,1	0,072
		0,077	26,6		17,68	10	20	5»	0,3	0,148
Радаевское	Песчаник	0,673	34,6		47,4	11	26	ч 55	0г15	0,115
		0,673	34,6	55	47,4	11	26		0,37	0,221
Козловское	Известняк	0,25	27,1		9	10	31		0,15	0,173
		0,25	27,1		9	10	31		0,75	0,32
		1,033	24,9		9	10	31		0,15	0,113
		1,033	24,9		9	10	31		0,4	0,203
		0,985	32,1		4,8	10	31		0,15	0,113
		0,985	32,1		4,8	10	31	55	0,4	0,188
Туймазинское	Песчаник	0,13	9,8	Дегазиро-	7,8	10	30	Вытеснение	0,06	0,46
				ванная					0,15	0,062
		0,123	12,7	То же	8,7	10	30	Доотмыв		
		0,123	12,2		8,7	10	30		0,4	0,097
		0,176	11,6		8,7	10	30	Вытеснение	0,4	0,118
		0,123	12,8		8,7	10	30		0,8	0,125
		0,176	12,8		8,7	10	30	Доотмыв	0,8	0,196
Арлаиское		0,168	12,5		30	8	24	Вытеснение	0,05	0,057
		0,168	14,6		30	8	24		0,1	0,124
		0,168	10		30	8	24		0,2	0,14
		0,168	13,5		30	8	24		0,3	0,16
		0,168	12,7		30	8	24	>5	0,6	0,198
Сергеевское		0,21	10	Модель	8,4	11	40	Доотмыв	0,16	0,08
		0,211	9,9		7,86	11	40		0,16	0,089
		0,206	9,7		8,4	11	40		0,21	0,092
		0,215	8,8		7,86	11	40		0,21	0,1
		0,208	9,4		7,86	11	40	Вытеснение	0,3	0,11
		0,227	10		7,86	11	40		0,8	0,226
		0,035	10,2		7,66	11	40	Доотмыв	0,014	0,02
		0,035	10,2		7,66	11	40		0,23	0,102
		0,124	9,2	55	7,66	11	40	»»	0,15	0,057
Рис. 72. Зависимость нефтеотдачи однородного пласта ц от объема относительной
закачки воды VDOp при вытеснении нефти водой и оторочками СО2 разного раз-
мера.
Вытеснение: / — водой; оторочкой С02 размером: 2 — 0,05 Vnop; 3 — 0,01 Vnop; 4 — 0,1 Vnop;
5 — 0,2 Vnop; 6 — 0.5 Vnop; 7 — 0,3 Vnop (no расчету E. А. Зискина)
шей мере зависит от отношения размеров порций СО2 и воды,
т. е. газоводяного отношения при чередующейся закачке.
С уменьшением этого отношения уменьшается вязкостная
неустойчивость продвижения СОг (он более равномерно распре-
деляется по пласту), уменьшается вероятность преждевременного
прорыва СОг по высокопроницаемым слоям в нагнетательные
скважины и в результате увеличивается коэффициент охвата.
При некоторых соотношениях воды и СО2 коэффициент охвата
может быть выше, чем при обычном заводнении или при нагнета-
нии карбонизированной воды. Вместе с тем при малом соотноше-
нии объемов газа и воды процесс по эффективности приближается
к закачке карбонизированной воды.
При увеличении газоводяного отношения возможно неблаго-
приятное проявление гравитационной неустойчивости из-за раз-
личных плотностей воды и СОг. Вода будет стремиться вниз,
а СО2—к верхней части пласта. Или же при резкой слоистой не-
однородности СОг будет прорываться в добывающие скважины по
высокопроницаемым слоям, а затем туда устремится и вода,
198
обеспечивая низкий охват процессом вытеснения. Поэтому су-
ществует оптимальное отношение объемов СОг и воды при чере-
дующейся закачке для достижения наибольшего эффекта, кото-
рое должно обосновываться специальными исследованиями и
расчетами исходя из реальных условий неоднородности пластов,
растворимости СО2 в воде и нефти и др.
Решающий фактор при выборе отношения объемов закачки
С®2 и воды — недопущение прорыва СО2 к добывающим скважи-
нам. Обычно это отношение может изменяться от 0,25 до 1.
Размеры оторочек (порций) СО2 и воды могут быть достаточно
большими — до 10—20 % от объема пор при полной смесимости
СО2 и нефти, высокой нефтенасыщенности и достаточной однород-
ности пласта. В случае слабой смесимости СО2 и нефти (тяжелые
нефти, низкое давление) порции СО2 и воды должны быть малыми
при чередующейся закачке.
С повышением неоднородности пластов и вязкости нефти раз-
меры порций СО2 и воды должны уменьшаться. При маловязких
нефтях и слабой неоднородности пластов СО2 целесообразно при-
менять с начала разработки.
В неоднородных пластах и при высоковязкой нефти более вы-
сокую конечную нефтеотдачу можно получить, применяя СО2 на
поздней стадии разработки, т. е. в заводненном пласте. Этот не-
ожиданный эффект объясняется различной растворимостью СО2
в нефти и воде.
Другие возможные технологии, повышающие
охват пластов вытеснением. Кроме вытеснения нефти
карбонизированной водой и различными оторочками СО2 в неко-
торых проектах для повышения эффективности использования
СО2 предлагалось после попеременного нагнетания СО2 и воды
попеременно нагнетать воду и другой, более доступный газ (при-
родный, дымовой и т. п.). При этом происходит смешивающееся
вытеснение нерастворенного СО2 более дешевым газом, снижается
остаточная насыщенность пласта СО2 и в результате уменьшаются
его расходы.
Для уменьшения подвижности свободного СО2 в пласте при
неполной смесимости и повышения охвата возможно применение
водорастворимых ПАВ, водных растворов силиката натрия
с целью образования пен и геля в высокопроницаемых слоях. Ос-
новные проблемы при этом — стабилизация пен, адсорбция ПАВ
и сохранение геля в минерализованной среде. Лабораторные экс-
перименты подтверждают целесообразность осуществления этих
мероприятий, повышающих охват вытеснением неоднородных
пластов.
В проекте доразработки заводненного пласта В2 Радаевского
нефтяного месторождения (вязкость нефти 20—22 мПа-с) с ис-
пользованием СО2 Всесоюзный нефтегазовый научно-исследова-
тельский институт предложил нагнетать его попеременно с водным-
раствором полимера для улучшения охвата и распределения СО2
по объему пласта. Согласно расчетам, применение полимеров
199
с С02 на Радаевском месторождении может повысить прирост
нефтеотдачи от 10 до 13 %.
Венгерские специалисты реализовали следующую, по их мне-
нию, наиболее эффективную технологию вытеснения нефти СО2 из
истощенных пластов.
Углекислый газ закачивается в истощенный пласт при низком
давлении (2 МПа), он замещает в пласте свободные углеводород-
ные газы.
Пластовое давление за счет нагнетания СО2 повышается от
2 МПа до первоначального (10—13 МПа).
При наличии в пористой среде свободного СО2 нефть вытес-
няется перенасыщенной карбонизированной водой (28—30 м3 СО2
на 1 м3 воды).
При этой технологии удалось получить коэффициент вытесне-
ния нефти в охваченной части пласта более 90 % при большом
расходе СО2 (около 0,8 от объема пор) и малом расходе воды
(0,53—0,7 от объема пор). Около 70 % закачанного СО2 извле-
кается из пласта и после регенерации может быть повторно ис-
пользовано при соответствующем оборудовании. Но такую техно-
логию целесообразно применять лишь в тех случаях, когда рядом
с нефтяным месторождением расположен крупный дешевый источ-
ник СО2, например месторождение природного СО2 с высокой кон-
центрацией (более 70—80 %)•
Системы разработки. Применение СО2 для увеличения
нефтеотдачи пластов не предъявляет особых требований к системе
разработки, но она обязательно должна быть внутриконтурная,
пятирядная, трехрядная или однорядная, либо должны приме-
няться различные модификации площадного заводнения. Пред-
почтение должно быть отдано активным, т. е. малорядным систе-
мам разработки.
Применение многорядных систем нежелательно ввиду возмож-
ного отбора больших объемов СО2 первыми рядами добывающих
скважин. В случае необходимости применения таких систем сле-
дует уменьшать газоводяное отношение.
Размещение скважин для применения метода возможно при
любой плотности сетки — до 40—50 га/скв и более, так как СО2
не ухудшает условий дренирования пластов. Как и при обычном
заводнении, плотность сетки скважин следует принимать в за-
висимости от неоднородности пластов по проницаемости и пре-
рывистости исходя из условия более полного охвата дренирова-
нием. При разработке пластов, в которых возможна значительная
гравитационная сегрегация воды и СО2 (пласты с большой толщи-
ной и вертикальной проницаемостью), плотность сетки скважин
следует увеличивать. При решении вопросов-о плотности сетки
скважин следует учитывать состояние, герметичность, условия и
возможную продолжительность эксплуатации нагнетательных
скважин, необходимость бурить скважины-дублеры и принимать
максимальные меры по защите от коррозии металла обсадных
труб.
200
Реализуемые проекты. Первый промысловый экспери-
мент по нагнетанию СО2 в нефтяной пласт в нашей стране был
проведен на Александровской площади Туймазинского месторож-
дения. Опытный участок включал в себя одну нагнетательную
и две добывающие скважины и имел следующую геолого-промыс-
ловую характеристику: площадь по линии скважин 14,2 га, объем
пор 258 800 м3, нефтенасыщенная толщина пласта 6,1 м, пори-
стость 22%, проницаемость 0,6 мкм2, вязкость нефти в пласте
15 мПа-с, расстояние между нагнетательной и добывающими
скважинами 338 и 263 м соответственно.
До начала эксперимента в нагнетательную скважину было
закачано 80 000 м3 воды. В декабре 1967 г. приступили к закачке
в пласт СОг в виде карбонизированной воды. Одновременно с на-
гнетанием СОг в насосно-компрессорные трубы в межтрубное
пространство закачивалась техническая вода с расходом 150—
220 м3/сут. На забое скважины происходило смешивание закачи-
ваемых СО2 и воды со средней концентрацией 1,4 %. Всего было
закачано два объема пор карбонизированной воды, в том числе
4780 т СОг, что составило около 2 % от объема пор.
Результаты исследований профиля приемистости нагнетатель-
ной скважины свидетельствуют об увеличении охвата пласта за-
воднением по толщине на 30 %. Приемистость нагнетательной
скважины увеличилась на 30—40 %. В целом по участку за счет
закачки карбонизированной воды, по оценке БашНИПИнефти,
дополнительно добыто 27,3 тыс. т нефти, что соответствует увели-
чению нефтеотдачи на 15,6 % от его начальных запасов по срав-
нению с закачкой воды. На тонну закачанного СО2 дополнительно
добыто 5,8 т нефти. Такой эффект явно завышен.
В ВНР имеется ряд месторождений, содержащих значительные
объемы СОг- Этим объясняется большой интерес, проявляемый
в этой стране к использованию СО2 для увеличения добычи нефти,
к теоретическим и экспериментальным исследованиям в этом на-
правлении [8]. Для проведения промыслового эксперимента была
выбрана средняя линза участка Верхнее Лишпе месторождения
Будафа. Участок имеет следующую геолого-промысловую харак-
теристику: объем пор 1 250 000 м3, начальные геологические
запасы нефти 713 500 т, толщина пласта 4—10 м, пористость
21—22 %, проницаемость 0,03—0,13 мкм2, насыщенность связан-
ной водой 30 %, температура 68 °C, давление 10,5 МПа, вязкость
нефти 1,12 мПа-с, газосодержание 70 м3/м3.
К моменту нагнетания в пласты СОг было извлечено 280 675 м3
нефти, что соответствовало нефтеотдаче 39,3 %, в том числе
230 576 м3 — за счет закачки воды. С июля 1969 г. начали за-
качивать СО2 для восстановления пластового давления после
истощения до 12 МПа, затем воду. С сентября 1970 г. проводи-
лось попеременное нагнетание воды и СОг в соотношении 1:1,
а с июля 1973 г. закачивалась одна вода. Нагнетание проводи-
лось сначала в три скважины, а с марта 1972 г. — в пять скважин.
К концу 1972 г. было закачано 45 375 100 м3 газа, содержащего
201
81—83 % С02, что составляет около 6 % от объема пор, и
221 679 м3 воды. Извлечено 38 359 м3 нефти, т. е. около 5 % от ба-
лансовых запасов всего участка, 67 607 м3 воды и 22 822 685 м3
газа, в том числе 14 017964 м3 углекислого газа, или 31 % от
закачанного в пласты.
Методом материального баланса было определено, что нефте-
отдача пласта, подвергнутого воздействию СО2, увеличилась иа
10 %- Отмечен рост коэффициента охвата дренированием по тол-
щине, который на начало 1970 г., середину 1971 г. и середину
1972 г. составил соответственно 0,58; 0,65; 0,78. Как видно, увели-
чение охвата пласта дренированием весьма большое. Разработка
месторождения продолжается, и ожидается дальнейшее увеличе-
ние нефтеотдачи пласта.
Этот эксперимент по несмешивающемуся вытеснению нефти
СО2 можно считать вполне успешным.
В конце 1975 г. начата закачка СО2 на месторождении Ловаси.
Здесь ожидается увеличение нефтеотдачи пластов на 10—15°/о-
Наиболее широко использование СО2 для добычи нефти ис-
следуется па нефтяных месторождениях США [49]. В 50-х и на-
чале 60-х годов было проведено несколько небольших промысло-
вых экспериментов по применению карбонизированной воды. От-
мечалось увеличение приемистости нагнетательных скважин и
дебита добывающих скважин. На основе анализа результатов
этих экспериментов, а также лабораторных и теоретических ис-
следований был сделан вывод о большей эффективности вытесне-
ния нефти оторочками СО2.
В 60—70-х годах в США начаты промысловые эксперименты
различного масштаба с оторочками СО2. В- настоящее время про-
водится 59 опытов с общей площадью участков более 40 тыс. га
и добычей нефти более 1,5 млн. т/год. Краткие данные о некоторых
наиболее крупных промышленных экспериментах приведены
в табл. 32.
В нескольких экспериментах СО2 закачивали в пласты, содер-
жащие высоковязкую нефть, периодически, подобно пароцикличе-
скому воздействию, когда после закачки в пласт определенного
объема СО2 нагнетательная скважина начинает работать как добы-
вающая. При этом находящаяся в районе этих скважин нефть
растворяет закачанный СО2, вследствие чего ее вязкость умень-
шается, а подвижность увеличивается.
Закачка СО2 на месторождении Келли Снайдер
[47]. Первоначальные геологические запасы нефти месторождения
составляли около 300 млн. т. Продуктивный пласт карбонатный,
проницаемость 0,020 мкм2. Месторождение было открыто в 1948 г.,
и уже к концу 1951 г. на нем пробурили 1971 добывающую сква-
жину. До 1954 г. месторождение разрабатывалось на режиме рас-
творенного газа. В 1953 г. для организации совместного поддержа-
ния пластового давления заводнением' была образована объеди-
ненная компания «Сакрок Юнит».
202
Таблица 32
Наиболее крупные реализуемые проекты применения СО2 для увеличения
нефтеотдачи пластов некоторых месторождений США
Показатели	Келли Снай- дер (Сакрок)	Лик Крик	Маккол эм	Литл Крик
Год начала процесса	1972	1976	1973	1974
Глубина залегания, м	2040	760	380	3300
Площадь, га Чйсло скважин;	20000	664	243	16
нагнетательных	273	16	4	1
добывающих	607	38	19	3
Коллектор	Карбонат- ный	Песчаный	Песчаный	Песчаный
Проницаемость, мкм2	0,019	1,2	0,098	0,065
Вязкость нефти, мПа с	0,35	188	10	0,34
Температура, °C Остаточная нефтенасы- щенность, %:	48	40	20	113
до начала процесса	66	55	—	54
в конце процесса	44	46	2	—
Текущая добыча нефти за счет СО2, % Предшествующий вид воздействия	—	20	7,5	—
	Заводнение	Истощение	Истощение	Истоще- ние + за- воднение
Оценка эффекта	Успешный	Возможный	Неопреде- ленный	Успешный
Продолжение табл. 32
Показатели	Кроссет	Туфред	Грифитсвил	Жиллок
Год начала процесса	1972	1974	1976	1971
Глубина залегания, м	1600	1460	700	3000
Площадь, га	688	1800	36	2400
Число скважин;				
нагнетательных	9	22	16 	6
добывающих	19	41	9	14
Коллектор	Карбонат- ный	Песчаный	Песчаный	Песчаный
Проницаемость, мкм2	0,005	0,033	0,008	1,15
Вязкость нефти, мПа-с	0,36	1,5	3,1	0,64
Температура, °C Остаточная нефтенасы- щенность, %:	40	38	25	80
до начала процесса	86	84	—	35
в конце процесса	55	—	—‘	22
Текущая добыча нефти за счет СО2, %	15	80	100	——•
Предшествующий вид воздействия	Закачка газа	Заводнение	Истощение	Заводнение
Оценка эффекта	Возможный	Возможный	Успешный	Рано оце- нивать
203
Централизованная система заводнения из 144 скважин, распо-
ложенных по своду структуры, действует до настоящего времени.
Эффективность заводнения была вполне удовлетворительной, по
оценкам, оно могло обеспечить конечную нефтеотдачу пласта
около 50 %- Однако более 140 млн. т нефти при заводнении оста-
вались неизвлекаемыми. Поэтому в 1968 г. объединенная компа-
ния после рассмотрения нескольких методов увеличения нефтеот-
дачи пластов выбрала для промышленного внедрения закачку СО2.
Лабораторные исследования показали, что СО2 при пластовых
условиях месторождения (р= 13,5 МПа и Т = 54°C) может вы-
теснять 95—97 °/о нефти, а расчеты показали, что оторочка разме-
ром 20 % от объема пор способна увеличить конечную нефтеотдачу
пластов на 15,8 % сверх заводнения.
Проект предусматривает нагнетание СО2 в 202 скважины, рас-
положенные по обращенной девятиточечной площадной сетке, по
обе стороны от осевого ряда водяных нагнетательных скважин.
Сразу была предусмотрена чередующаяся закачка оторочек СО2
и воды в соотношении по объему 2: 1, т. е. 6 % от объема пор СО2
и 2,8—3 % от объема пор воды. Там, где пластовое давление было
меньше 10,5 АШа, при котором могло быть только несмешиваю-
щееся вытеснение газом, предварительно закачивали воду для по-
вышения давления до 15—16 МПа, которое являлось минимальным
для смешивающегося вытеснения исходя из лабораторных иссле-
дований. Тем не менее на многих ячейках давление было меньше
10,5 МПа.
Поставка СО2 на месторождение осуществлялась по 400-мм
трубопроводу протяженностью 350 км в объеме (6,5 — 7)Х
ХЮ6 м3/сут из газовых месторождений в бассейне Делавар и Вал-
верде. Этого объема СО2 было достаточно лишь для нагнетания
в 60—70 нагнетательных скважин по 80—100 тыс. м3/сут газа или
примерно по 200 м3/сут в пересчете на жидкую двуокись углерода
в каждую скважину. Поэтому месторождение было разделено на
три участка — I, II и III. Вначале СО2 закачивали в скважины
участка I. После закачки 6 % от объема пор закачивали воду
(3 % от объема пор), а закачку СО2 переносили на участок II и
т. д. На всех трех участках были установлены газолиновые за-
воды с системами удаления из углеводородного газа СО2. На уча-
стке I в середине 1973 г., а на участке II в конце 1974 г. были уста-
новлены регенерационные системы, работающие на горячем кар-
бонатном поташе. На участке III система работала на амине.
Общая пропускная способность регенерационных установок со-
ставляла 1,5 X Ю6 м3/сут, т. е. 25 % от закачиваемого объема СО2.
Закачка СО2 на участке I была начата в январе 1972 г., и уже
в июне СО2 появился в добывающих скважинах, а в ноябре 1972 г.
добыча СО2 была отмечена в 100 из 236 добывающих скважин
участка I и превосходила пропускную способность существую-
щего оборудования по отделению и экстракции СО2. Добыча
нефти до нагнетания СО2 составляла 3,7 тыс. т/сут, а в 1973 г.
возросла до 13 тыс. т/сут, но была ограничена и только в середине
204
1973 г. с пуском регенерационной системы восстановлена до преж-
него уровня. Объем добываемого СО2 реагировал на закачку воды.
В цикл закачки воды добыча СО2 не возрастала или даже сни-
жалась.
3 марте 1974 г. была начата закачка СО2 на участке II. На-
гнетание воды в чередовании с СО2 уже через несколько меся-
цев, как и на участке I, привело к прорыву СО2 в добывающие
скважины и прекращению их фонтанирования. В результате этого
практически все добывающие скважины (648) были переведены
на механизированную добычу. В 1977 г. пробурено 36 дополни-
тельных нагнетательных скважин в тех ячейках, в которых перво-
начально нагнетательные скважины были сильно смещены от
центра. Как показал анализ, это снижало охват пласта по пло-
щади в ячейках. В 1973 г. объем регенерированного газа до-
стигал 0,55—1,1 млн. м3/сут, т. е. около 15—25 % от среднего
уровня закачки. Весь этот газ вновь подавался на компрессор
и закачивался в пласты. За период с 1972 по 1977 г. включительно
на месторождении в пласт было закачано примерно 10 млрд, м3
СО2 газа со среднесуточной закачкой 4,5 млн. м3.
На участке I, раньше других освоенном под нагнетание СО2,
накопленный объем утилизированного газа и закачанного в пласты
составил 15 % от общего закачанного объема. Конечный объем
извлеченного из пласта СО2 оценивается в 24 % от общего зака-
чанного в оторочку, а 76 % останется в пласте. Объем оторочки
СО2 был уменьшен с 20 до 12 % от объема пор, в связи с тем что
при этой оторочке расходы на дополнительную добычу нефти со-
кращаются в 7—8 раз.
Технологическая и экономическая эффектив-
ность. Эффект от использования СО2 для увеличения нефтеот-
дачи пластов выражается в повышении коэффициента вытес-
нения за счет объемного расширения нефти, растворимости и
смесимости его с нефтью (устранение капиллярных сил) и сни-
жения вязкости нефти. В зоне пласта, где прошел СО2, средняя
остаточная нефтенасыщенность снижается в 1,5—2 раза, а коэф-
фициент вытеснения нефти может достигать в среднем 85—90 %,
т. е. на 15—25 % выше, чем при заводнении.
Однако эффект в увеличении нефтеотдачи пластов не так вы-
сок, как в увеличении коэффициента вытеснения нефти, ввиду
уменьшения охвата пласта рабочим агентом.
Снижение вязкости нефти и несущественное увеличение вяз-
кости воды при растворении в них СО2 (на 15—20 %) не всегда
могут компенсировать отрицательное действие гравитационных
сил и высокой подвижности СО2 в пласте, если он не смешивается
с нефтью. Поэтому охват неоднородных пластов процессом вытес-
нения СО2 при неполной смесимости с водой может быть на 5—
15 % меньше, чем при заводнении, если не принять особых мер
по увеличению охвата.
В результате этого увеличение коэффициента конечной нефте-
отдачи пластов от применения СО2 может составлять лишь 7—
205
12 %. Например, на месторождении Келли Снайдер после закачки
8 % СО2 от объема пор пласта на участке I около 80 % СО2 и
воды поступало в слои пласта, составляющие лишь 20 % от объ-
ема залежи, а другие слои, занимающие 50 % от объема залежи,
принимали меньше, чем 20 % от объема закачки СО2 [45].
Главная задача при использовании СО2 для увеличения нефте-
отдачи пластов заключается в применении всех возможных средств
и способов повышения охвата пластов рабочим агентом, т. е.
в уменьшении отрицательного влияния гравитационных сил и под-
вижности СО2. Этого можно достигнуть соответствующими техно-
логией нагнетания СО2 и воды, вскрытием пластов в скважинах,
изоляцией интервалов пласта, забойным оборудованием, разме-
щением скважин в зависимости от геолого-физических особенно-
стей конкретных месторождений.
Важный показатель эффективности использования СО2 — от-
ношение объема закачанного в пласт СО2 к объему дополнительно
добытой нефти. Это отношение, естественно, зависит от многих
факторов — свойств нефти, насыщенности и неоднородности пла-
ста, а также в значительной мере от технологии — размера ото-
рочек. Размер оторочки может составлять 10—30 % от объема
пор. С ростом размера оторочки СО2 увеличивается эффект, выра-
жающийся в повышении нефтеотдачи пласта. Но одновременно
возрастает и расход СО2 на топну дополнительно добытой нефти.
На основе экспериментальных исследований, аналитических
расчетов на математических моделях пластов и проводимых про-
мысловых опытов можно считать, что при оптимальных условиях
применения СО2 расход его на тонну дополнительной нефти будет
находиться в пределах от 800 до 2000 м3, а при утилизации и ре-
инжекции СО2 —от 500 до 1300 м3, или 1—2,5 т/т.
На эффективность процесса вытеснения нефти СО2 большое
влияние оказывает исходная нефтенасыщенность. Чем больше
нефтенасыщенность пласта к началу применения СО2, тем выше
эффект, так как большая часть СО2 расходуется на полезное на-
сыщение, расширение и вытеснение нефти.
Соотношение объемов воды и газа существенно влияет на
охват пластов процессом вытеснения и на эффективность приме-
нения СО2. Поэтому при использовании СО2 для увеличения
нефтеотдачи пластов исключительно важно определить оптималь-
ные размеры оторочек и соотношения воды и газа при их чередую-
щейся закачке в конкретных геолого-физических условиях место-
рождений. Это возможно лишь на основе математической (адек-
ватной процессу модели) достоверной информации о строении и
состоянии насыщенности пласта и правильных экономических
критериев.
Экономически эффективность применения СО2 для увеличения
нефтеотдачи пластов определяется исходя из его расходов на
единицу объема нефти на устье нагнетательной скважины, т. е.
удельной дополнительной добычи нефти, и цены на нефть.
206
Затраты на С02 могут изменяться в широких пределах в зави-
симости от источника его получения.
Природный СО2 из залежей, расположенных вблизи нефтяных
месторождений, будет, очевидно, наиболее дешевым. Природные
скопления СО2 у нас пока обнаружены на Семивидовском место-
рождении (Западная Сибирь) и Астраханском. Он содержит до
20—30 % неактивных компонентов — метана, азота и др.
Наибольшие ресурсы искусственного СО2 дают электростан-
ции, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и
'другие химические заводы. Из дымовых газов тепловой электро-
станции мощностью 250 МВт можно получить 2,5 млн. т СО2 в год.
Заводы по получению искусственного углеводородного газа
из угля выбрасывают как побочный продукт в 3—4 раза больше
СО2 [48], чем целевого продукта. Этот газ должен быть очищен,
сжат и транспортирован к нефтяным месторождениям. По оцен-
кам некоторых проектов, при дальности транспортировки до
800 км стоимость 1000 м3 СО2 будет составлять 35—40 дол. [48].
При такой стоимости СО2 и указанном удельном расходе его на
добычу нефти 1 т дополнительной нефти будет стоить примерно
30—80 дол. Даже при таких удельных затратах метод представляет
промышленный интерес при современной цене на нефть.
Недостатки метода, ограничения, проблемы.
Основной недостаток метода извлечения остаточной нефти при по-
мощи СО2 заключается в снижении охвата пластов вытеснением
по сравнению с обычным заводнением, особенно при неполной сме-
симости его с нефтью. Если, бы удалось обеспечить охват пла-
стов вытеснением СО2 такой же, как при заводнении, то можно
было бы получить существенное увеличение нефтеотдачи пластов,
так как в зоне, где проходит СО2, смешивающийся с нефтью, ос-
тается очень мало остаточной нефти — 3—5 %. Уменьшить сниже-
ние охвата пластов вытеснением, как отмечалось, можно разными
способами — улучшением условий смесимости чередующимися
оторочками воды и газа, изменением их размера, селективной изо-
ляцией определенных интервалов пластов для выравнивания про-
движения СО2, циклическим воздействием на пласты, соответствую-
щим размещением скважин и вскрытием в них пластов и др.
Другим недостатком метода, видимо, следует считать то, что
СО2 при условиях неполной смесимости с нефтью экстрагирует
из нее легкие углеводороды, уносит их, а тяжелые фракции нефти
остаются в пласте. Извлечь их в последующем будет труднее, так
как они становятся менее подвижными и, возможно, выпадают
на поверхность пор, изменяя смачиваемость среды.
Ограничением для применения СО2 с целью повышения нефте-
отдачи пластов, помимо геолого-физических критериев, будет,
очевидно, наличие ресурсов СО2 в районе нефтяных месторожде-
ний или доступных для транспортировки к месторождениям при
благоприятных экономических показателях. Можно считать, что
удаление источника СО2 от месторождения более чем на 400—
600 км, стоимость его (на устье нагнетательных скважин) более
207
40—50 руб. и низкая отпускная цена на нефть будут серьез-
ными помехами для применения СО2 в промышленных масш-
табах.
К самым сложным проблемам, возникающим при использовании
СО2 для увеличения нефтеотдачи пластов, относятся возможность
коррозии нагнетательных и добывающих скважин и нефтепромыс-
лового оборудования, необходимость утилизации СО2 — удаления
из добываемых углеводородных газов на поверхности и повтор-
ной инжекции в нефтяные пласты. Чистый СО2 (без влаги) не
опасен в отношении коррозии. Но при чередовании с водой
в нагнетательной скважине или после смешивания с ней в пласте
и при появлении в добывающих скважинах и на поверхности он
становится коррозионно-активным.
Сложной технической проблемой является транспорт жидкой
СО2, распределение ее по скважинам, требующие специальных
труб, качества сварки и т. д.
При использовании совместно с СО2 воды, несовместимой
с пластовой, создаются более благоприятные условия для выпаде-
ния солей в пластах, призабойных зонах скважин, подъемных тру-
бах, поверхностном оборудовании и пр.
Существенным недостатком, ограничивающим внедрение ме-
тода, является относительно большое поглощение СО2 пластом —
потери достигают 60—75 % от общего объема закачки. Они обус-
ловлены удержанием СО2 в тупиковых порах и застойных зонах.
Все это приводит к большому удельному расходу СО2 на тонну
дополнительно добытой нефти.
Будущее метода. Из всех известных методов увеличения
нефтеотдачи пластов использование СО2, пожалуй, наиболее уни-
версально и перспективно. По механизму процессов взаимодейст-
вия СО2 с нефтью, водой и породой метод обладает бесспорными
преимуществами по сравнению с другими. Особенно важное пре-
имущество метода заключается в возможности применения его
в заводненных пластах и относительной простоте реализации. По
совокупности факторов этот метод можно рассматривать как наи-
более приоритетный метод увеличения нефтеотдачи пластов, при-
менимый на большей части нефтяных месторождений с устойчивым
повышением нефтеотдачи пластов от 5 до 12%. Однако примене-
ние метода в будущем будет определяться в основном ресурсами
природного СО2, так как потребности в нем (примерно 1000—
2000 м3 на тонну добычи нефти) трудно будет удовлетворить за
счет отходов химического производства, хотя этот источник СО2
экономически рентабелен.
Потенциальные возможности метода увеличения нефтеотдачи
пластов при помощи СО2, по прогнозам Управления технологи-
ческих оценок конгресса и Национального нефтяного совета
США, могут достигать 40—50 % от всех запасов нефти, допол-
нительно извлекаемых новыми методами (1,1—5,8 млрд, т) в за-
висимости от многих факторов — цены на нефть, минимальной
нормы прибыли, стоимости природного СО2, эффективности техно-
208
логин и др. Дополнительные извлекаемые запасы нефти в США
за счет применения СОг, по оценкам, могут составлять 0,5—
3 млрд. т. Уровень дополнительной добычи нефти к 2000 г. может
составить от 30 до 150 млн. т/год.
Максимальные значения дополнительных извлекаемых запасов
и уровня добычи нефти определены при экстремально благоприят-
ных условиях — цена на нефть достигает стоимости альтернатив-
ных видов жидкого топлива (искусственной нефти из угля или
сланцев), технология процесса высокоэффективная, норма при-
были 10 %, стоимость СО2 не превышает 35 дол. за 1000 м3 и др.
Перспективы применения СО2 для увеличения нефтеотдачи
пластов в нашей стране также весьма широкие. Составлены про-
екты и проводятся необходимые подготовительные работы для
нагнетания СО2 в нефтеносные пласты на многих место-
рождениях (Козловское, Радаевское, Абдрахмановская площадь
Ромашкинского месторождения, Сергеевское, Ольховское и др.)
(табл. 33). В дальнейшем метод увеличения нефтеотдачи пластов
Таблица 33
Основные технологические показатели применения СО2 (по данным
БашНИПИнефти) на некоторых объектах
Показатели	Сергеев- ское	Ольхов- ское	Радаев- ское	Козловское	Ромашкин- ское, Абдрах- маиовская площадь
Коллектор	Песча- ник	Песча- ник	Песча- ник	Песчаник +известняк	Песчаник
Проницаемость, мкм2	0,23	0,04	1,54 -	0,24—0,28	0,548
Вязкость пластовой нефти, мПа-с	5,7	0,72	20—30	7—6,1	4
Пластовая температура, СС	40	27	26,5	30—31	36
Текущее пластовое дав- ление, МПа Число скважин:	18,1	18,5	12,7	12,6	16,8
добывающих	50	76	86	50	325
нагнетательных Состояние разработки к началу применения метода, %:	16	25	27	22	93
нефтеотдача	22,8	28,8 .	42,7	42,6	45,2
обводненность	51	28,3	82,7	80,9	80,2
Объем оторочки СО2, % от объема пор	15	15	12	12	30
Среднее соотношение СО2:Н2О	1:1,5	1:1	1:3,1	1:2,8	1:3
Прирост конечной неф- теотдачи, %	10,4	12,4	12,8	10,4	13
Дополнительная добыча нефти на 1 т израсхо- дованного СО2, т	0,56	0,48	0,89	0,67	0,32
14 Заказ № 281
209
с использованием СО2, естественно, будет применяться во все воз-
растающих масштабах.
Мицеллярно-полимерное заводнение
Успешное и широкое применение заводнения нефтяных место-
рождений, обеспечивающего существенное увеличение конечной
нефтеотдачи пластов, по сравнению с режимами истощения, поста-
вило перед нефтяной промышленностью очень сложную проблему
дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, завод-
ненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефте-
насыщенностью. Остаточная нефть в заводненных пластах, как уже
отмечалось, удерживается в неподвижном состоянии поверхностно-
молекулярными, капиллярными силами в масштабе отдельных пор
и малопроницаемых включений, а также вязкостными силами
в масштабе слабопроницаемых разностей и слоев пласта. Заставить
двигаться остаточную нефть в заводненных пластах можно, только
полностью устранив действие капиллярных сил или снизив их на-
столько, чтобы они были меньше гидродинамических сил, создавае-
мых перепадом давления, и выравняв подвижности в различных
слоях.
Мицеллярно-полимерное заводнение и направлено на устране-
ние капиллярных сил в заводненных пластах и вытеснение оста-
точной нефти.
Структура и состав мицеллярных растворов.
Как известно, углеводородная жидкость (нефть, керосин) и вода
между собой не смешиваются в обычных условиях. Но когда к ним
добавляется третий компонент — специальное, растворимое в нефти
и воде поверхностно-активное вещество (ПАВ), они могут смеши-
ваться. Молекулы ПАВ за счет энергии взаимодействия с водой
и нефтью служат связующим звеном между молекулами углево-
дородной жидкости и воды. При их перемешивании в определен-
ных условиях получается однофазный гомогенный раствор, или
микроэмульсия. При этом образуются так называемые нефтеводя-
ные мицеллы-агрегаты молекул типа жидких кристаллов с жид-
ким ядром, внутри которых молекулы нефти и воды способны
перемещаться относительно друг друга. Такие растворы назы-
ваются мицеллярными растворами или микроэмульсиями (раство-
римая нефть или вспученные мицеллы). В зависимости от степени
различия энергий взаимодействия молекул ПАВ с молекулами
воды и нефти могут образоваться сферические или пластинчатые
(многослойные) мицеллы размером от 10“6 до 10‘4 мм.
К простейшим мицеллам относится сферическая мицелла с неф-
тяной или водной основой — ядром. У мицеллы с нефтяной ос-
новой на поверхности находятся молекулы воды, у мицеллы
с водной основой — молекулы нефти, составляющие внешние фазы
мицеллярных растворов.
При разбавлении мицеллярных растворов фазой, однородной
с молекулами внешней оболочки мицелл, энергия взаимодействия
210
с ними ПАВ уменьшается и сферические мицеллы могут обратимо
распадаться на отдельные сложные молекулы. При более высоких
концентрациях внутренней фазы мицелл сферические мицеллы
превращаются в пластинчатые. Последние, взаимодействуя между
собой, способны создать в объеме системы структурную сетку геля
(жидкие кристаллы).
Мицеллярные растворы способны к растворению или поглоще-
нию жидкостей, составляющих основу мицелл или их внутреннюю
фазу, если их молекулярное взаимодействие сильнее энергии вза-
имодействия молекул ПАВ и молекул ядра мицелл.
Когда происходит растворение или поглощение, мицелла вспу-
чивается, увеличивается в размерах в зависимости от строения
мицеллы.
Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и по-
лупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые
к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде
или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по
строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью.
Оптимальные мицеллярные растворы получаются, когда энер-
гии взаимодействия на единицу поверхности ПАВ с водой и с
нефтью одинаковы и значительны по величине. Это условие —
основное для образования устойчивых в обычных условиях мицел-
лярных растворов. Но, чтобы они были устойчивыми в пласте, в за-
висимости от свойств пластовых нефтей, солевого состава воды,
насыщенности и строения пласта, в растворы приходится добав-
лять четвертый компонент — различные стабилизаторы.
В качестве углеводородной жидкости можно применять сжи-
женный газ, керосин, сырую легкую нефть и другие жидкости,
но с увеличением их так называемого алканового углеродного
числа повышается межфазное натяжение и ухудшаются условия
применения.
Вода — важная составная часть раствора. Можно применять
обычную пресную воду, пластовую минерализованную или под-
вергнутую специальной обработке, но с заданной соленостью и
определенным солевым составом.
Поверхностно-активными веществами обычно являются водо-
нефтерастворимые вещества, обладающие большой солюбилизи-
рующей способностью, — алкил-ариловые сульфонаты, нефтяные
сульфонаты, нонил-фенолы и др. Могут применяться композиции
различных водорастворимых неионогенных и анионных ПАВ. Па-
раметром солюбилизации является отношение объема нефти
к объему ПАВ в мицеллярном растворе.
В качестве стабилизатора обычно используются спирты —
изопропиловый, бутиловый, гексанол и др.
Изменяя содержание ПАВ, стабилизатора, углеводородов и
воды, можно получить мицеллярный раствор либо с внешней
нефтяной, либо с внешней водяной фазой с различными- структу-
рой мицелл, устойчивостью и межфазным натяжением на контакте
с нефтью и водой.
14*
211
Рис. 73. Типы мицеллярных растворов.
а — зоны существования микроэмульсий различных типов; б — типы микроэмульсий;
I— растворимая нефть, смешивающаяся с водой и нефтью; II—раствор, смешивающийся
только с водой (уравновешенный с нефтью); III — раствор, смешивающийся только с нефтью
(уравновешенный с водой); IV — раствор, нерастворимый ни в воде, ни в нефти (уравнове-
шенный с нефтью и водой); 1 — вода; 2 — мнкроэмульсня, уравновешенная с нефтью н водой;
3 — нефть; 4 — микроэмульсия, уравновешенная с водой; 5 — то же, с нефтью; 6 — микро-
эмульсия неуравновешенная
Поверхностное натяжение между углеводородной и водной
фазами в оптимальных мицеллярных системах приближается
к нулю (не более 0,001 мН/м).
Количественное содержание и типы основных компонентов
в мицеллярных растворах определяют их фазовое состояние
(одно- или двухфазное), солюбилизирующую способность, вяз-
кость, плотность, стабильность, прозрачность и др.
Существование однофазных мицеллярных растворов возможно
в широком диапазоне изменения содержания составляющих ком-
понентов — нефти, ПАВ, воды и стабилизатора. По своей струк-
туре выделяются четыре основных типа мицеллярных растворов,
или микроэмульсий, различающихся взаимодействием с водой и
нефтью (рис. 73).
Тип I — мицеллярный раствор, неравновесный, с высокой кон-
центрацией ПАВ, растворимый в воде и в нефти.
Тип II — мицеллярный раствор, уравновешенный с нефтью и
растворимый только в воде. Избыток нефти с течением времени
выделяется из раствора, и образуется устойчивая граница раз-
деления фаз, но межфазное натяжение на границе с нефтью мало
212
(0,1—0,001 мН/м), а на границе с водой равно нулю. Данный тип
называют мицеллярным раствором с внешней водной фазой,
иногда «нижней фазой» или водонефтяной микроэмульсией.
Тип III— мицеллярный раствор, уравновешенный с водой и
растворимый только в нефти, или раствор с внешней углеводород-
ной фазой, иногда его называют «верхней фазой» или нефтеводя-
ной микроэмульсией.
Тип IV—мицеллярный раствор, нерастворимый ни в воде,
ни в нефти, т. е. уравновешенный с нефтью и водой, иногда назы-
вают «средней фазой». У этого раствора межфазное натяжение
на границе и с нефтью, и с водой очень низкое (Q,001—
0,0001 мН/м), что обеспечивает смешивающееся вытеснение.
Тип мицеллярного раствора зависит от соотношения компо-
нентов [37, 43], содержания солей в воде, температуры и моле-
кулярной структуры ПАВ, а также от других факторов.
Наибольшего внимания заслуживают мицеллярные растворы
типа II и IV. Тип II может существовать при значительном со-
держании воды и солей в воде, что часто встречается в реальных
нефтяных коллекторах при малом содержании ПАВ, почти не тре-
бует углеводородной жидкости для приготовления. Но большое
содержание кальция в воде приводит к отрицательному явле-
нию— его инверсии, т. е. изменению структуры раствора и обра-
зованию микроэмульсии. Мицеллярный раствор типа IV обычно
содержит воду и-нефть в равных объемах, обладает наилучшей
вытесняющей способностью, но при изменении концентрации со-
лей может переходить в растворы типа II или III. Мицеллярный
раствор типа /// менее интересен из-за большого содержания
нефти. Недостаток мицеллярного раствора типа / заключается
в высоком содержании дорогих ПАВ и спиртов. Обычно он ис-
пользуется для приготовления растворов других типов.
Минерализация воды, различные добавки (композиции) ПАВ
могут приводить к ситуациям, когда возможно совместное су-
ществование мицеллярных растворов различных типов и структур
и реальные тройные фазовые диаграммы будут значительно слож-
нее идеализированных, приведенных на рис. 73, а.
Все мицеллярные растворы (однофазные) независимо от их
структуры при движении в пласте неизбежно испытывают наруше-
ние однофазности. Наименее устойчив раствор типа /^(«средняя
фаза»), который существует при строго определенных солености,
водонефтяном отношении, отношении ПАВ к содетергенту и об-
щей концентрации ПАВ. Дополнительное попадание солей в раст-
вор или потеря ПАВ из раствора в вытесняемые нефть или воду
обусловливает превращение «средней фазы» в «верхнюю фазу»
на фронте вытеснения и в «нижнюю фазу» позади оторочки.
Разделение фаз происходит при межфазном натяжении между
ними, равном или большем 0,1—0,01 мН/м.
Обычно «средняя фаза» (тип IV) находится между «верхней»
и «нижней» при движении в пласте, а процесс вытеснения из
смешивающегося неизбежно переходит в несмешивающийся.
213
Кроме основных компонентов, входящих в мицеллярный раст-
вор, в них можно включать и другие, не оказывающие вредного
влияния, например некоторые бактерициды (слабый раствор
формальдегида, формалина, сулемы, медного купороса), препят-
ствующие разрушению раствора бактериями. Иногда для повы-
шения стабильности растворов добавляются специальные соли и
другие вещества.
Разновидности мицеллярных растворов в основном опреде-
ляются типом, составом и концентрацией применяемых ПАВ,
а выбираются они исходя из конкретных задач применения — для
обработки призабойных зон пластов или создания оторочек
с целью вытеснения остаточной неподвижной нефти — с учетом
особенностей строения пластов и свойств насыщающих их жид-
костей.
В табл. 34 приведены диапазоны изменения содержания ос-
новных компонентов устойчивых мицеллярных растворов трех
категорий, разработанных в настоящее время.
Таблица 34
Изменение объемного содержания основных компонентов мицеллярных
растворов (в %)
Компонент раствора	Раствор с внешней нефтяной фазой	Раствор с внешней неф- тяной фазой при высо- ком содержании воды	Раствор с внешней водной фазой
ПАВ	6—10	3—6	3—5
Углеводород	35—80	4—40	2—50
Вода	10—55	55—90	40—95
Стабилизатор	2—4	0,01—20	0,01—20
Электролит *	0,01—5	0,001—4	0,001—4
* Массовое содержание (в %) в пересчете на воду.
Как видно, устойчивые мицеллярные растворы можно полу-
чить при широком изменении содержания отдельных компонентов.
Особенно важно, чти мицеллярные растворы могут содержать до
95 % воды, до 5 % ПАВ и до 0,01 % стабилизатора (тип II).
Для простоты использования мицеллярных растворов стали
применять базовый состав (концентрат) мицеллярной жидкости,
которая добавкой обычной воды в промысловых условиях дово-
дится до мицеллярных растворов с необходимыми свойствами.
Концентрат содержит тщательно сбалансированное количество
углеводородной жидкости, ПАВ типа нефтяных сульфонатов и
стабилизатора — спирта. Примерный состав концентрата — 65 %
углеводорода, 28 % нефтяного сульфоната и 7 % спирта.
К категории концентрированных мицеллярных растворов от-
носится и так называемая растворимая нефть (табл. 35 (2]).
214
Таблица 35
Объемный состав растворимых нефтей (в %) при 24°C
Компонент	Тнп			
	А	в	с	D
Сырая нефть (вязкость 5,9 мПа-с, плотность 0,83 г/см3) Сульфонат с молекуляр- ной массой:	69,3	71,4	76	69,2
500	13,1	7,4	7	12,8
340	—	2,7	2,2	—
Дизельное топливо	6,9	4,8	5,7	7,6
Этиленгликоль	6,4	6,4	1.9	—
Изопропиловый спирт (концентрация 98 %, плотность 1 г/см3, вяз- кость 2,1 мПа-с)				6,4
Вода (пресная или сла- боминерализованная хлоркальциево-натрие- вая)	4,3	7,3	7,2	4
Растворимая нефть получена добавлением ПАВ (сульфонат
натрия) и стабилизатора (этиленгликоль или изопропиловый
спирт) в сырую нефть. Содержание воды в растворимой нефти
составляло 4—7 %• Причем применялась как пресная вода
(0,08 % солей), так и слабоминерализованная (2,9 % солей).
Все указанные типы растворимой нефти представляли собой
устойчивые растворы с внешней углеводородной фазой с опреде-
ленной точкой инверсии, после которой при разбавлении водой
они становились растворами с внешней водяной фазой.
На рис. 74 приведена псевдотройная диаграмма, показывающая
соотношение фаз сырой нефти, ПАВ и пресной воды. На этом
Рис. 74. Диаграмма фазового состоя-
ния мицеллярных растворов из рас-
творимой нефти.
I—водный раствор ПАВ; II—раствор
с внешней водной фазой; III— двухфазная
область; IV—раствор с внешней нефтяной
фазой
215
рисунке ПАВ и стабилизатор объединены в один компонент, а все
углеводороды — в другой.
Область на диаграмме вдоль стороны между 100 % (ПАВф-
4-стабилизатор) и 100% (пресной воды) — это область водных
растворов ПАВ. А область, лежащая правее, представляет собой
область растворов с внешней водной фазой (м/е). Область вдоль
стороны между 100 % (ПАВ4-стабилизатор) и 100 % (сырой
нефти) — безводная растворимая нефть. А левее лежит область
растворов с внешней нефтяной фазой (е/н). При содержании
в растворимой нефти более 50 % ПАВ (выше горизонтальной ли-
нии) образуются вязкие эмульсии. Растворы, применяемые для
добычи нефти, обычно находятся в нижней области диаграммы.
Мицеллярные растворы могут сохранять внешнюю углеводородную
фазу до содержания воды 70—80 %, а при насыщенности водой
70—95 % растворы остаются однородными, но с внешней водной
фазой.
Диаграмма дает возможность представить изменение фазового
состояния оторочки безводной растворимой нефти (точка а) при
движении ее по нефтенасыщенному пласту. Передний фронт ото-
рочки растворимой нефти (состав в точке а) разбавляется пласто-
вой нефтью так, что состав ее изменяется, как показано штриховой
линией между точками а и 100 % нефти. Задний фронт оторочки
растворимой нефти разбавляется водой, и состав ее изменяется
по штриховой линии между точками а и 100 % воды.
При определенных условиях разбавления состав мицеллярного
раствора может оказаться в двухфазной области. Однако из диаг-
раммы видно, что мицеллярный раствор на основе растворимой
нефти может остаться однофазным даже при разбавлении во-
дой до 90 %. В условиях высокой минерализации воды и породы,
содержащих соли кальция и магния, мицеллярные растворы на
основе натриевых сульфонатов становятся неустойчивыми и пере-
ходят в эмульсии. Для минерализованных вод требуются другие
ПАВ, не подверженные ионному обмену натрия и кальция.
Свойства мицеллярных растворов и влияние на
них различных факторов. Для эффективного применения
мицеллярных растворов в различных коллекторах с разными неф-
тями, пластовой и нагнетаемой водой раствор должен обладать
вполне определенными свойствами. Общие требования к ми-
целлярным растворам можно сформулировать следующим об-
разом.
Раствор должен обладать способностью полностью вытеснять
нефть и воду из коллекторов рзличного типа. Вытесняющая спо-
собность раствора определяется так называемым контролирующим
межфазным натяжением. Если межфазное натяжение на границе
раствора с нефтью и водой разное, например 0,01 мН/м и 0 соот-
ветственно для раствора типа II, то эффективность вытеснения
нефти будет контролироваться большим межфазным натяжением,
т. е. величиной 0,01 мН/м. Наилучшая вытесняющая способность
достигается у раствора типа IV(средняя фаза), у которого низкое
216
Рис. 75. Зависимость вязкости мицел-
лярного раствора от содержания
воды.
Раствор: Н — с внешней нефтяной фазой
(/); В— с внешней водяной фазой (II);
SC — солесодержащий мицеллярный; Л —
оторочка с внешней нефтяной фазой (Z);
I — инверсия раствора с внешней нефтяной
фазой в раствор с внешней водяной фазой
Рис. 76. Зависимость вязкости мицеллярного раствора цР от содержания воды,
солей и стабилизатора (изоамилового спирта).
Вода: 1 — техническая; 2 — сточная (10—15 г/л СаС12)
межфазное натяжение (<0,001 мН/м) на контакте и с нефтью,
и с водой.
Но достаточно высокая эффективность вытеснения нефти со-
храняется и после перехода раствора типа IV в тип II или III.
Раствор должен оставаться вязкой однофазной, мелкодиспер-
сной эмульсией, т. е. однородной жидкостью, при достаточно
большом содержании солей кальция и магния, при высокой темпе-
ратуре пласта, при сильном разбавлении их водой и нефтью
в процессе движения по пласту.
В практике добычи нефти необходимо иметь заданные опти-
мальные для конкретных геолого-физических условий свойства
мицеллярных растворов с целью получения наиболее эффектив-
ных показателей вытеснения остаточной нефти или обработки
призабойных зон.
Один из основных параметров мицеллярного раствора—вяз-
кость, которая является функцией его состава и может широко
регулироваться. Различное влияние на нее оказывают количество
воды, концентрация электролитов, тип углеводородов, ПАВ и
стабилизаторов. Наибольшее влияние на вязкость мицеллярного
раствора оказывает содержание в нем воды (рис. 75). Мицелляр-
ный раствор без воды имел вязкость 1 мПа-c и следующий состав
(в %): углеводороды 76, сульфонат 19 и изопропиловый спирт 5.
Добавление к раствору до 25 % воды увеличивает его вязкость
217
до 10 мПа-с. Дальнейшее увеличение содержания воды увеличи-
вает вязкость раствора до 100 мПа-с и более. При содержании
воды 45 % достигается максимум вязкости, происходит инверсия
фаз, внешней фазой становится вода, и затем вязкость раствора
снижается по мере увеличения содержания воды. Независимо от
типа применяемых ПАВ и других компонентов мицеллярные
растворы, содержащие более 80 % воды, обладают малой вяз-
костью— не более 5—7 мПа-с. И наоборот, если исходный мицел-
лярный раствор водный (воды более 90—95 %), то добавление
к нему нефти также увеличивает вязкость в десятки раз и более.
Растворимость нефти в водном мицеллярном растворе можно
значительно повысить за счет увеличения содержания в нем каль-
ция или магния.
Большая роль в этой зависимости принадлежит содержанию и
типу солей, а также ПАВ, использованных для приготовления
мицеллярных растворов. При добавлении солей вязкость мицел-
лярных растворов может оставаться меньше, чем вязкость раствора
на пресной воде при добавлении до 60—70 % воды, а затем она
в несколько раз превышает ее (рис. 76). Увеличение содержания
соли в воде раствора всего лишь на 0,2 % приводит к увеличению
содержания воды в растворе на 10 % без увеличения вязкости
или к уменьшению вязкости раствора в 2,5—3 раза при одина-
ковом содержании воды.
В зависимости от типа применяемого ПАВ вязкость различных
растворов с увеличением содержания воды увеличивается по-раз-
ному: при использовании одних ПАВ она может увеличиваться
до 500, а иногда и до 2000 мПа-с, а при других она остается
относительно постоянной даже при содержании воды до 60 % и
более.
Это очень важное свойство мицеллярных растворов, которое
необходимо учитывать при проектировании и реализации процесса,
так как оно вызывает резкое снижение продуктивности скважин.
При добавлении загущенной воды (раствор полимера 0,8 г/л
в пресной воде вязкостью 7 мПа-с) к мицеллярным растворам вяз-
кость их становится на 10 % ниже, чем у мицеллярных растворов
на пресной воде. Зависимость вязкости мицеллярных растворов от
содержания в них солей иллюстрируется данными табл. 36.
Таблица 36
Изменение вязкости мицеллярных растворов в зависимости
от содержания солей
Тнп мицеллярного раствора	Содержание солей в воде, г/л	Прозрачность, стабильность	Вязкость, мПа-с
п	0	Чистый, устойчивый	2000
II	1,5	Чистый, устойчивый	11,1
III	0	Мутный, устойчивый	2000
III	2,8	Чистый, устойчивый	9,7
IV	0	Мутный, устойчивый	201
IV	2,6	Чистый, устойчивый	16,1
218
Как видно, содержание солей в воде до 3 г/л снижает вязкость
мицеллярного раствора более чем в 100 раз.
Однако однофазные, гомогенные мицеллярные растворы можно
приготовить только на воде, содержащей соли в определенных
пределах. Вне этих пределов содержания солей в воде растворы
могут представлять собой либо эмульсии, либо быть температурно-
неустойчивыми. Особенно важно и необходимо знать влияние
состава солей па свойства мицеллярных растворов при примене-
нии их для вытеснения остаточной нефти из пластов, так как соле-
вой'Соетав пластовой воды и породы будет оказывать самое силь-
ное влияние на структуру, свойства раствора и показатели извле-
чения нефти.
Стабильность мицеллярного раствора сохраняется при содер-
жании в воде соли хлористого натрия от 6 до 10—15 г/л в зави-
симости от типа ПАВ. Однако устойчивость раствора при содер-
жании в воде солей кальция и магния резко снижается из-за
изменения структуры сульфонатов вследствие ионного обмена
кальция из воды (породы) и натрия из сульфоната. При содержа-
нии таких солей в воде до 5 г/л мицеллярные растворы становятся
неустойчивыми и превращаются в эмульсии. Для приготовления
растворов в качестве соли обычно применяется хлористый натрий,
который добавляется к пресной воде в необходимой концентра-
ции.
При содержании в воде солей NaCl более 10—15 г/л растворы
также неустойчивы, особенно при повышенных температурах (выше
60°C). Увеличение содержания сульфонатов от 10 до 20 % при од-
ном и том же содержании воды 40 % может повысить вязкость
раствора в 8—9 раз.
Большое влияние на свойства мицеллярных растворов оказы-
вает молекулярная масса сульфоната. Чаще всего применяют суль-
фонаты, которые имеют среднюю молекулярную массу 430—465.
Однако растворы на основе сульфонатов с низкой молекулярной
массой (200—300) допускают более высокое содержание солей
в воде, а лучшая смешиваемость растворов с нефтью (низкое
межфазное натяжение) достигается при применении сульфонатов,
имеющих высокую молекулярную массу (500—600). Поэтому для
растворов могут применяться смеси сульфонатов с высокой и низ-
кой молекулярной массой.
Один из основных компонентов, входящих в состав мицелляр-
ных растворов, — стабилизатор также оказывает сильное влияние
на их вязкость. Увеличение содержания стабилизатора обычно
вызывает уменьшение вязкости мицеллярных растворов.
Как отмечалось, для приготовления мицеллярных растворов
можно использовать углеводородные жидкости с различными
свойствами — от легких фракций до сырой обычной нефти.
Однако влияние свойств углеводородных жидкостей на свойства
мицеллярных растворов мало изучено. Известно только, что увели-
чение вязкости применяемой углеводородной жидкости обусловли-
вает повышение вязкости мицеллярных растворов.
219
Очень сильно свойства мицеллярных растворов зависят от
температуры. При содержании воды 50 % вязкость раствора при
увеличении температуры резко (в несколько раз) снижается,
особенно при увеличении температуры до 50—60 °C. Это сниже-
ние напоминает зависимость вязкости от температуры для нефтей
некоторых типов.
При низких температурах (до 45—50°C) ПАВ находятся
в водной фазе и образуют нефтеводяную эмульсию при свободной
нефтяной фазе (раствор типа II). Межфазное натяжение прохо-
дит резко выраженный минимум (менее 0,001 мН/м), ПАВ пере-
ходят из водной фазы в нефтяную, образуется водонефтяная
эмульсия, свободная нефтяная фаза исчезает, возникает мицелляр-
ный раствор воды в нефти.
При температурах более 60—65 °C мицеллярные растворы
претерпевают инверсию фаз, переходят в двухфазное эмульсион-
ное состояние —водонефтяную эмульсию и свободную воду.
Температура инверсии фаз, так же как и содержание соли
в воде, оказывает значительное влияние на область применения
мицеллярных растворов.
Реологические свойства мицеллярных растворов изучались по
зависимости кажущейся вязкости от скорости сдвига. В широком
диапазоне изменения скорости сдвига (до 200—250 с-1) кажу-
щаяся вязкость остается постоянной [34]. Это.дает основание
считать, что мицеллярные растворы относятся к категории ньюто-
новских, т. е. обычных вязких жидкостей.
Механизм процесса. Механизм вытеснения нефти мицел-
лярными растворами определяется их физико-химическими свой-
ствами. В силу того что межфазное натяжение между раствором
и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раст-
вор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду.
При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной по-
ристой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором
разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу,
накапливается вал нефти — зона повышенной нефтенасыщенности,
а за ней — зона повышенной водонасыщенности. Для вытеснения
оторочки мицеллярного раствора в пласт вслед за раствором за-
качивают полимерный раствор вязкостью, близкой к вязкости ми-
целлярного раствора, а затем обычную воду. В результате в пласте
образуется шесть зон (рис. 77), отличающихся по характеру и
степени насыщенности (в направлении, противоположном вытес-
нению):
1)	зона исходной нефтеводонасыщенности пласта;
2)	нефтяной вал;
3)	водяной вал;
4)	оторочка мицеллярного раствора;
5)	буфер подвижности;
6)	зона обычной воды.
Если пористая среда обладает гидрофобными свойствами и
вода находится в рассеянном состоянии, то изменения в механизме
220
Рис. 77. Схема распределения водонефтенасышенности в заводненном пласте при
вытеснении мицеллярным раствором
вытеснения и в распределении этих зон незначительны — проис-
ходит замена местами вала нефти и вала воды. Вал воды стано-
вится перед валом нефти. В каждой из указанных зон происходят
своеобразные процессы вытеснения.
Нефтяной вал вытесняет (собирает) только нефть, пропуская
через себя воду. В зоне нефтяного вала скорость фильтрации нефти
больше скорости фильтрации воды. Между нефтяным и водяным
валом образуется зона смеси (переходная зона), так как вода не
может вытеснить полностью нефть. Водяной вал как бы пропускает
через себя часть нефти. Скорость фильтрации воды в водяном вале
больше скорости фильтрации нефти.
Мицеллярный раствор, следующий за водяным валом, увлекает
отставшую от нефтяного вала нефть и вытесняет воду с полнотой,
зависящей от межфазного натяжения на контакте с водой. При
межфазном натяжении больше 0,5 мН/м мицеллярный раствор
полностью вытесняет воду, но не смешивается с нефтью. При меж-
фазном натяжении больше 0,01—0,1 мН/м пластовая вода может
двигаться вместе с мицеллярным раствором, не растворяясь в нем.
Если же поверхностное натяжение меньше 0,01 мН/м, возможно
перемешивание воды и мицеллярного раствора и, в зависимости от
степени водонасыщенности, поглощение раствором этой воды.
Когда пластовая вода движется вместе с мицеллярным раство-
ром (о = 0,01— 0,1 мН/м), скорость фильтрации ее меньше, чем
раствора, и она, отставая от раствора, полностью смешивается
с буфером подвижности — водным раствором полимера.
Ввиду малого поверхностного натяжения между водным раст-
вором полимера и мицеллярным раствором (менее 0,01 мН/м)
в принципе возможно полное вытеснение мицеллярного раствора
буфером подвижности. И наконец, буфер подвижности (водный
раствор полимера), естественно, должен полностью вытесняться
обычной водой.
Такой механизм процессов фильтрации жидкости наблюдается
во время вытеснения остаточной (неподвижной) нефти из завод-
ненной однородной пористой среды. При этом динамика добычи
следующая. Сначала из пористой среды извлекается одна вода
221
(97—99 %) до момента подхода нефтяного вала. Затем доля
нефти в извлекаемой жидкости резко возрастает (до 25—60 % и
более) и удерживается стабильной, пропорциональной нефтенасы-
щенности в нефтяном вале. После нефтяного вала обводненность
продукции вновь возрастает, и затем извлекается значительная
часть оторочки мицеллярного раствора вместе с растворенной
в нем отставшей нефтью и подвижной поглощенной водой.
Практически же в условиях заводненных микронеоднородных
коллекторов с рассеянной нефтью и макронеоднородных пластов
с неохваченными нефтяными слоями механизм вытеснения оста-
точной нефти мицеллярными растворами будет значительно слож-
нее описанного.
Прежде всего, неоднородность пластов будет вызывать неравно-
мерность перемещения, «размазывание» всех границ раздела
между различными зонами. Вследствие этого вода, насыщающая
пласты перед нефтяным валом, будет хуже вытесняться, особенно
растворами типов III с внешней углеводородной фазой, в большем
объеме попадать во все зоны, снижая эффективность вытеснения.
Увеличение насыщенности свободной водой, содержащей соли,
оторочки мицеллярного раствора ухудшает вытеснение нефти,
а разбавление водой буфера подвижности снижает эффективность
вытеснения самой оторочки мицеллярного раствора.
В реальных условиях вода в пластах будет во всех случаях
в различной степени минерализованной, с плотностью 1,05—
1,18 г/см3 и массовым содержанием солей от 4 до 15 %. При не-
полном вытеснении такой воды и контактировании с ней мицел-
лярного раствора будет происходить увеличение минерализации,
переход в мицеллярный раствор катионов (кальция и магния) из
воды и породы. Наличие в мицеллярных растворах многовалентных
катионов солей само по себе мало ухудшает их вытесняющую спо-
собность, если сохраняется структура растворов. Но при большом
насыщении раствора солями снижаются активность сульфонатов и
предельное содержание воды, необходимое для обращения фаз ми-
целлярного раствора (инверсии), увеличения растворимости нефти
и перехода его из «средней фазы» (тип IV), в «верхнюю фазу»
(образование эмульсии, разделение на нефть и воду) вследствие
повышения межфазного натяжения между углеводородной и вод-
ной фазой раствора. В этом случае эффективность вытеснения ос-
таточной, рассеянной в заводненных слоях нефти мицеллярным
раствором будет ниже, чем устойчивым раствором с внешней уг-
леводородной фазой, но может быть вполне удовлетворительной,
если основная остаточная нефть сосредоточена в не охваченных
заводнением слоях, так как повышенные вязкости раствора будут
способствовать охвату вытеснением именно этой нефти.
Отрицательные последствия насыщения мицеллярных раство-
ров многовалентными катионами солей можно устранить исполь-
зованием для приготовления растворов других соответствующих
ПАВ, позволяющих сохранять устойчивость растворов с повыше-
нием их минерализации (вместо сульфонатов — смеси неионоген-
222
ных и анионных ПАВ, этоксилированных спиртов, альфа-олефинов
и др.) [41, 42]. Причем для композиции ПАВ будут необходимы
чистые продукты [50] с заданными свойствами — неионогенные ПАВ
с узкой степенью этоксилирования, ПАВ со сложной структурой
молекул, бинарные смеси и т. д. Фундаментальные физико-химиче-
ские исследования показывают реальную возможность получения
устойчивых микроэмульсий для пластов с высокой минерализа-
цией и температурой [41, 42, 50].
Значительно худшие отрицательные последствия могут наблю-
даться при разбавлении водой и насыщении солями буфера под-
вижности — водного раствора полимера. Это приводит к снижению
фактической и кажущейся вязкости вытесняющей жидкости и
повышению межфазного натяжения между раствором, буфером
подвижности и мицеллярным раствором.
Из рассмотренных аспектов механизма вытеснения нефти из
заводненных пластов мицеллярными растворами в реальных ус-
ловиях следует очень важный практический вывод. Эффективность
всего процесса извлечения остаточной нефти мицеллярными раст-
ворами будет зависеть в основном от того, насколько полно будет
вытесняться пластовая соленая вода, содержащая соли кальция и
магния, и в какой степени эта вода будет изменять свойства ми-
целлярного раствора (обращение фаз, повышение вязкости) и бу-
фера подвижности. Очевидно, при реализации процессов извле-
чения нефти из заводненных пластов с помощью мицеллярных
растворов необходимо добиваться того, чтобы между раствором
и водой межфазное натяжение стремилось к нулю (раствор
типа II), а до оторочки раствора и буфера подвижности доходило
как можно меньше пластовой воды, особенно содержащей соли
кальция и магния.
Заднюю часть оторочки мицеллярного раствора для полного ее
вытеснения буфером подвижности также желательно максимально
насыщать водой, чтобы превратить раствор в эмульсию с внешней
водной фазой.
Вся сложность практического применения мицеллярных раст-
воров для извлечения нефти из заводненных пластов, очевидно,
будет заключаться в подборе для каждого пласта или участка
рецептов (составов) устойчивых мицеллярных растворов, нечув-
ствительных к пластовым солям, особенно кальция и магния, обе-
спечивающих желательные механизм перехода растворов из одного
типа в другой и эффективность вытеснения остаточной нефти
из заводненных и непромытых слоев.
Состав мицеллярных растворов для извлечения остаточной
нефти из пластов, полностью охваченных заводнением, должен от-
личаться от растворов для неоднородных пластов с низким охва-
том заводнением. В первом случае инверсия мицеллярных раст-
воров и повышение их вязкости будут ухудшать процесс извле-
чения нефти, а во втором могут не ухудшать за счет повышения
охвата вытеснением.
Вытесняющая способность мицеллярных раст-
223
воров. Вытесняющая способность мицеллярного раствора опреде-
ляется контролирующим межфазным натяжением, т. е. межфаз-
ным натяжением между раствором и нефтью или между раствором
и водой, которое больше по величине.
В табл. 37 представлены результаты экспериментальных ис-
следований вытеснения нефти из заводненных образцов гидро-
фильного песчаника оторочками мицеллярного раствора (тип IV)
разного размера [34], обеспечивающего сверхнизкое межфазное
натяжение (менее 0,001 мН/м) на контакте и с нефтью, и с
водой.
Таблица 37
Результаты вытеснения нефти из образцов заводненного песчаника
мицеллярным раствором
Размер оторочки, % от порово- го объема	Пористость	Средняя проницае- мость, мкм2	Воспроиз- водимая водонасы- щенность	Нефтенасы- щенность в начале смешиваю- щегося вытеснения	Вытеснение в долях от объема нефти в пористой среде
0,5	0,184	0,141	0,401	0,366	0,277
1	0,202	0,428	0,372	0,350	0,589
2	0,196	0,358	0,374	0,351	0,856
3	0,200	0,353	0,367	0,355	0,897
5	0,194	0,193	0,367	0,350	1
10	0,194	0,215	0,368	0,356	1
20	0,205	0,365	0,365	0,339	1
30	0,210	0,373	0,368	0,337	1
Влияние размера оторочки мицеллярного раствора на степень
извлечения остаточной нефти видна из рис. 78. Как видно, при
размере оторочки более чем 5 % от порового объема обеспечи-
вается 100 %-ное, полное вытеснение остаточной нефти (рассеян-
ной) мицеллярным раствором из заводненной гидрофильной одно-
родной пористой среды. В гидрофобной пористой среде эффектив-
ность вытеснения не превышает 55—65 %.
Размер буфера подвижности также влияет на вытеснение
нефти из заводненного песчаника. Буфер подвижности размером
6—8 % от объема пор для однородных пористых сред можно счи-
тать вполне достаточным, однако в неоднородных средах требуется
значительно больший буфер подвижности, чем в однородных
(до 40—50 % )• Это объясняется тем, что в неоднородных пластах
наблюдаются проникновение незагущенной воды в буфер подвиж-
ности, прорыв через него и даже образование языков обводнения
в оторочке мицеллярного раствора с задней стороны, что приво-
дит к рассеиванию оторочки и уменьшению эффективности вы-
теснения.
При вытеснении мицеллярными растворами остаточная нефть
из заводненной части пористой среды начинает извлекаться при
прокачке через пористую среду жидкости всего 0,25—0,40 от объ-
224
Рис. 78. Зависимость объема остаточ-
ной нефти а, вытесненной из завод-
ненного песчаника, от размера оторо-
чек мицеллярного раствора V0T
Рис. 79. Зависимость коэффициента
извлечения остаточной нефти (/) и
компонентов оторочки мицеллярного
раствора из заводненной пористой
среды (2) от относительного объема
прокачанной жидкости (размер ото-
рочки составляет 0,02 VHOp)
ема пор. При прокачке жидкости 0,60—0,65 от объема пор из
пористой среды начинают извлекаться компоненты оторочки ми-
целлярного раствора —сульфонат и углеводородная жидкость.
К этому моменту из пористой среды извлечено лишь около 50 %
остаточной нефти. Остальная нефть извлекается вместе с компо-
нентами оторочки мицеллярного раствора к моменту прокачки че-
рез пористую среду 1,1—1,2 от объема пор жидкости. Примерно
13 % нефти и 26 % компонентов оторочки мицеллярного раствора
остаются в пористой среде неизвлекаемыми (рис. 79).
Это характерно для опытов с небольшими оторочками, причем
извлечение сульфонатов и углеводородов мицеллярной оторочки
почти идентично, а это позволяет предполагать, что физическое
удержание оторочки пористой средой, а не адсорбция ПАВ вызы-
вает неполное ее извлечение. Адсорбция ПАВ должна была бы
селективно уменьшать извлечение сульфоната, то не влиять на из-
влечение углеводородной части оторочки.
При вытеснении остаточной нефти оторочкой мицеллярного
раствора размером 80 % от объема пор наблюдается более высо-
кое содержание нефти в потоке (до 68 %) в течение всего периода
ее извлечения. После нефти выходит оторочка мицеллярного раст-
вора. Вода, вытесняющая оторочку, появляется на выходном конце
керна после нагнетания 1,5 порового объема жидкости (рис. 80).
В этом случае достигается 100 %-ное извлечение и остаточной
нефти, и компонентов оторочки. В конце процесса в пористой среде
остается только загущенная вода.
15 Заказ № 281
225
Рис. 80. Зависимость извлече-
ния остаточной нефти (/) и
компонентов оторочки (2) (за
исключением воды при размере
оторочки 0,8 Упор) от относи-
тельного объема прокачанной
жидкости (в долях единиц от
объема пор)
В процессе вытеснения остаточной
нефти из заводненных пористых сред
взаимная подвижность жидкостей, вы-
раженная через относительную вяз-
кость, претерпевает резкие изменения.
Во время закачки в пористую среду
оторочки мицеллярного раствора и бу-
фера подвижности до момента появле-
ния нефти на выходном конце керна,
т. е. при прокачке жидкости в коли-
честве 0,2—0,25 от объема пор, наблю-
дается самая низкая вязкость (низкое
фильтрационное сопротивление) в за-
висимости от вязкости мицеллярного
раствора, вязкости нефти и нефтена-
сыщенности. К моменту появления
нефти на выходе из керна вязкость из-
влекаемой жидкости резко (в 3—4 ра-
за и более) повышается, затем сразу
же начинает постепенно понижаться и
достигает почти начальной величины
к моменту подхода оторочки мицел-
лярного раствора к выходному концу
керна. В период совместного выхода
из пористой среды нефти и мицеллярного раствора (снижение доли
нефти и увеличение содержания мицеллярного раствора) относи-
тельная вязкость жидкости в керне вновь повышается в 3 раза.
После извлечения нефти и мицеллярного раствора вязкость жидко-
сти остается высокой и постоянной, соответствующей вязкости
полимерного раствора.
Выше были рассмотрены особенности вытеснения остаточной
нефти из заводненных однородных сред специфическими мицел-
лярными растворами с очень малым содержанием воды, так назы-
ваемой растворимой нефтью. Растворимая нефть, как отмечалось,
представляет собой жидкость с внешней углеводородной фазой,
которая смешивается с сырой нефтью и полностью вытесняет ее.
Если состав растворимой нефти таков, что она вытесняет пластовую
воду, то обеспечивается эффективное поршневое вытеснение всей
жидкости. В том случае, если пластовая соленая вода не вытес-
няется из пористой среды поршневым образом, а попадает в раст-
воримую нефть и поглощается ею, образовываются высоковязкие
эмульсии с неблагоприятным отношением подвижности и раство-
римости и, как следствие, уменьшается эффективность извлечения
нефти.
В табл. 38 показаны результаты вытеснения остаточной нефти
различными по структуре и составу мицеллярными растворами.
Как видно, водные мицеллярные растворы обеспечивают меньшее
вытеснение остаточной нефти, чем сульфонатно-углеводородные,
но они требуют меньшего расхода ПАВ. А эффективность вытес-
226
Таблица 38
Вытеснение остаточной нефти различными мицеллярными растворами
Мицеллярные растворы	Условия опыта				Коэффициент вытеснения нефти, %		X S" X к -е-х о га х S °*х	Объем дополнитель- ной нефти, м’/т сульфоната
	Проницае- мость, мкм2	Вязкость нефти, мПа-с	Размер ото- рочки, % от порового объема	Скорость вытеснения, м/сут	водой	водой с ми- целлярным раствором		
Сульфонатно-ут-	1,1	7,1	7,5	2	68	98	30	100
леводородно-вод-	1,1	7,1	10,5	0,1—0,2	64	92	28	60
ные	1,3	7,1	7,5	2	66	98	32	ПО
	0,8	7,1	7,5	0,1—0,2	60	89	29	90
Сул ьфонатно- во д- но-углеводород- ные	0,8	7,5	7	2	63	95	32	80
Сульфонатно-вод- ные	1	7,1	8	2	61	82	21	55
нения остаточной нефти углеводородными мицеллярными раство-
рами с внешней углеводородной фазой уменьшается с уменьше-
нием скорости вытеснения при прочих равных условиях.
На основании экспериментальной зависимости (рис. 78) можно
сделать следующие заключения. При вытеснении мицеллярной
оторочкой размером 2,5 % от порового объема из однородной по-
ристой среды извлекается 80 % остаточной нефти, а при оторочке
размером 5 % от порового объема извлекается вся остаточная
нефть. На эффективность извлечения остаточной нефти большое
влияние оказывает правильно подобранный состав оторочки мицел-
лярного раствора.
Большой интерес для практики представляет возможность из-
влечения остаточной нефти из заводненных пластов с использо-
ванием мицеллярных растворов с внешней водной фазой и малым
содержанием углеводородов в своем составе. В табл. 39 показаны
Таблица 39
Извлечение остаточной нефти мицеллярным раствором с внешней
водной фазой (тип II)
Образец пласта (диаметр 8 см, длина 1,2 м)			Размер мицелляр- ной оторочки, % от объема пор	Количество извлеченной остаточной иефти из образца, %
Эффективная пористость, %	Проницаемость, мкм2	Остаточная нефтенасыщен- иость, %		
18,3	0,155	32,9	1	48,5
17,4	0,096	35,2	2	43,2
20,5	0,533	33,3	4	93,8
20,1	0,507	36,5	5	85,6
15*
227
результаты исследований, в которых остаточную нефть вытесняли
оторочкой раствора с внешней водной фазой. Мицеллярный раст-
вор содержал 80,5 % пластовой воды (вода имела 412 мг/л раст-
воримых солей и pH-7,6—8), 8,7 % алкил-арилового нефтяного
сульфоната (средняя молекулярная масса 440), 1,1 % амилового
спирта, 0,5 % изопропанола и 9,2 % сырой нефти. После закачки
мицеллярного раствора проводилась закачка 1,2 порового объема
загущенной воды.
Результаты этого эксперимента указывают на то, что мицел-
лярные растворы с внешней водной фазой хотя и менее эффек-
тивны, чем раствора типа IV с внешней нефтяной фазой, но позво-
ляют достаточно полно извлекать остаточную нефть. Так, оторочка
размером 4—5 % от порового объема позволяет извлечь до 85—
90 % остаточной нефти из заводненной пористой среды. Это очень
важный результат, показывающий, что при вытеснении нефти ми-
целлярными растворами в реальных условиях из заводненных
пластов насыщение их водой и инверсия фаз могут не столь суще-
ственно снижать эффективность процесса, если сохраняется низкое
межфазное натяжение между раствором и нефтью (не более
0,05 мН/м).
Как показывают исследования [34], эффективность вытеснения
остаточной нефти водными растворами (тип II) повышается с уве-
личением фронтальной скорости вытеснения. Высокомолекулярные
сульфонаты, максимально снижающие межфазное натяжение,
больше адсорбируются, чем низкомолекулярные, придающие рас-
твору солестойкость. Это необходимо учитывать при использовании
композиций (смесей) сульфонатов для приготовления растворов.
Однако адсорбция сульфонатов из растворов изучена пока недо-
статочно.
Влияние пластовой воды и солей в породе на эф-
фективность вытеснения нефти мицеллярными
растворами. Как указывалось, содержание солей и количество
воды в растворе оказывают сильное влияние на их свойства. По-
этому, естественно, пластовая вода и соли, находящиеся в пласте,
будут проникать в растворы и сильно воздействовать на меха-
низм и эффективность вытеснения остаточной нефти. Эффект от
такого воздействия может быть или положительным, или отрица-
тельным в зависимости от вида солей, их содержания и распреде-
ления остаточной нефтенасыщенности в пласте.
Пластовые воды, содержащие одно- и многовалентные соли,
совместимы с мицеллярными растворами в том случае, если по-
верхностное натяжение между раствором и пластовой водой дли-
тельное время сохраняется меньше 0,1 мН/м, а структура сульфо-
ната в растворе не изменяется. При таком низком межфазном
натяжении пластовая вода может перемещаться перед фронтом
или совместно с мицеллярными растворами.
Пластовая вода в таком случае не разрушает и не удаляет
ПАВ из мицеллярных растворов. Но если такая высокоминерали-
зованная пластовая вода движется и позади оторочки раствора,
228
т. е. совместно с буфером подвижности, то эффективность про-
цесса вытеснения остаточной нефти из заводненной среды умень-
шается в 1,5—2 раза по сравнению с пресной водой. Пластовая
вода может оказаться в буфере подвижности в следующих слу-
чаях.
При неоднородности пластов и неравномерном перемещении
фронта оторочки пластовая вода, вытесняемая впереди оторочки,
может отставать, пропускать оторочку и смешиваться с нагне-
таемой пресной водой буфера подвижности.
Соли всегда присутствуют на поверхностях породы и глини-
стого цемента. Они не движутся с основной массой пластовой
воды. Однако катионы этих солей легко удаляются и поглощаются
мицеллярными растворами. Это объясняется тем, что сульфонат,
используемый в растворах, содержит большое количество одно-
валентных ионов (Na+, NH4 ), которые обмениваются на катионы
кальция и магния, присутствующие в пластовой породе. Кальций
и магний переходят в мицеллярный раствор, а натрий из сульфо-
ната— на породу.
Только в системах, где имеется низкое содержание многова-
лентных катионов (песчаник или доломит с пресной водой), ми-
целлярный раствор не насыщается солью из породы и не меняет
своей структуры. В породах же, которые содержат много солей
или минерализованную пластовую воду, мицеллярный раствор
насыщается многовалентными катионами солей, изменяет свою
структуру и становится двухфазной эмульсией с высокой вяз-
костью.
Свойства мицеллярных растворов извлекать соли из породы
или из минерализованной пластовой воды, насыщаться ею и ме-
нять свою структуру очень важно учитывать при практическом
использовании мицеллярных растворов для увеличения нефтеот-
дачи пластов. Пренебрежение этими свойствами, определение со-
става раствора, размера оторочки и технологии процесса без
учета содержания солей в породах и пластовой воде могут обус-
ловить разрушение мицеллярного раствора в пласте и, как след-
ствие, изменение соотношения вязкостей, а также снижение эф-
фективности процесса извлечения остаточной нефти, если не тре-
буется уменьшения проводимости заводненных пластов.
Однако малые количества СаС12 (до 2 г/л) в воде, на которой
готовится мицеллярный раствор, не меняют его структуру и не
ухудшают эффективности вытеснения, а даже могут способство-
вать более высокой нефтеотдаче пластов. Примерно такое же
влияние на эффективность вытеснения нефти мицеллярными рас-
творами оказывает и содержание солей в связанной или пластовой
воде после заводнения.
Таким образом, большое содержание солей (особенно двухва-
лентных катионов) в породе и пластовой воде уменьшает эффек-
тивность вытеснения нефти мицеллярными растворами. Это ухуд-
шение объясняется следующим.
229
Насыщение мицеллярного раствора солью обусловливает по-
вышение межфазного натяжения между растворами и жидкостью
буфера подвижности и ухудшение вытеснения самой оторочки
раствора.
Мицеллярный раствор может потерять однофазность или из-
менить свою структуру — обратиться в раствор с внешней водной
фазой или в высоковязкую двухфазную эмульсию, а сульфонат
может лишиться натрия и адсорбироваться на поверхности по-
роды.
Двухвалентные катионы кальция и магния воздействуют на
раствор полимера в буфере подвижности и, наоборот, снижают
его вязкость и повышают подвижность.
В результате таких превращений вначале уравновешенная по
подвижности система пластовая жидкость (нефть + вода)—ми-
целлярный раствор — буфер подвижности оказывается полностью
расстроенной по вязкости, а движение ее становится неупорядо-
ченным, с низким вытесняющим эффектом.
Следовательно, при практическом применении мицеллярных
растворов для увеличения нафтеотдачи заводненных пластов не-
обходимо принимать меры по удалению или уменьшению отрица-
тельного влияния многовалентных ионов на мицеллярный и поли-
мерный растворы. Эти меры должны способствовать созданию
большей совместимости мицеллярных растворов с солями, если
нельзя рассчитывать на получение эффективных результатов по
извлечению остаточных запасов нефти на основе указанных изме-
нений растворов.
Один из методов уменьшения отрицательного влияния двух-
валентных катионов на эффективность вытеснения нефти мицел-
лярными растворами заключается в добавлении к ним неоргани-
ческих соединений, например карбоната или триполифосфата
натрия. С их помощью стремятся предотвратить или уменьшить
взаимодействие двухвалентных катионов с сульфонатами и поли-
мерами, т. е. нейтрализовать их.
Другой метод заключается в прокачке перед мицеллярным
раствором пресной воды или раствора хлористого натрия, кото-
рые должны удалять из породы пласта двухвалентные катионы
(Mg2+ и Са2+), т. е. в прокачке так называемой предоторочки или
в предварительной обработке пласта.
Нейтрализация или удаление из породы двухвалентных ка-
тионов кальция и магния — непременное условие эффективного
процесса вытеснения нефти (остаточной) оторочкой мицеллярного
раствора на основе сульфонатов натрия. Вместе с тем отрица-
тельное влияние минерализованной пластовой воды на эффектив-
ность вытеснения остаточной нефти мицеллярными растворами
можно устранить увеличением в них концентрации стабилизато-
ров (рис. 81). Как видно, при минерализованной пластовой воде
в пористой среде эффективность процесса вытеснения остаточной
нефти мицеллярным раствором с обычным содержанием стабили-
затора (2 %) хуже, чем при пресной воде, на протяжении всего
230
Рис. 81. Зависимость полноты вытеснения
остаточной нефти а мицеллярным раство-
ром с разным содержанием стабилизатора
(спирта) от объема прокачанной жидкости
V» (в долях единицы от объема пород).
1 — пластовая вода+2 % стабилизатора; 2 — прес-
ная вода без стабилизатора; 3— пластовая вода-1-
4-6 % стабилизатора
периода вытеснения — от начала выхода нефти из пористой среды
до завершения процесса. Извлечение остаточной нефти дости-
гает лишь 70 % и может быть ниже на 10 %, чем при пресной
воде. Мицеллярный раствор, содержащий 6 % (в 3 раза больше)
стабилизатора, обеспечивает значительно большую эффективность
процесса извлечения остаточной нефти, чем при пресной воде
в породе. Из породы извлекается 98 % остаточной нефти (рис. 80,
кривая 3).
Еще одним способом устранения отрицательного влияния со-
лей в пластовой воде и породе на эффективность процесса вытес-
нения может служить выравнивание содержания солей по коли-
честву и составу в мицеллярном растворе и пластовой воде,
включая породу. При сбалансированном содержании солей в ми-
целлярнцм растворе и пласте не будет происходить переход их из
воды или породы в мицеллярный раствор и наоборот.
Переход солей из мицеллярного раствора в окружающую по-
роду пли пластовую воду, что, конечно, также возможно при бо-
лее высокой концентрации солей в растворе, например при
избытке натрия, не будет обусловливать снижения его устойчи-
вости или однофазности. Поэтому в реальных условиях для обес-
печения эффективного извлечения остаточной нефти из заводнен-
ных слоев необходимо предварительно очень детально изучить
содержание солей в породе и пластовой воде, распределение
остаточной нефтенасыщенности, а затем обосновать состав мицел-
лярного раствора (особенно количество стабилизатора и солей)
и технологию нагнетания всех жидкостей.
Технология, система - разработки. Промышленное
применение мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи
пластов должно проводиться на основе тщательно обоснованного
проекта, схемы или программы, предусматривающей все вопросы
реализации процесса — размещение скважин, технологию, опера-
ции приготовления растворов и др.
Мицеллярные растворы на основе нефтяных сульфонатов мо-
гут быть двух видов — высококонцентрированные, содержащие
до 8—10 % сульфонатов, до 2—3 % стабилизатора и до 50—70 %
углеводородов, и так называемые малоконцентрированные вод-
231
ные, содержащие сульфонатов до 2 %, углеводородов менее 5%
и стабилизаторов менее 0,1 %, обеспечивающие сверхнизкое меж-
фазное натяжение, но не смешивающиеся с нефтью (тип II).
Технологии проведения промышленных процессов мицелляр-
ного заводнения обоих видов относительно просты. На основе
лабораторных экспериментов, обязательно на реальных пористых
средах (кернах) и при соблюдении других пластовых условий
определяется примерный состав мицеллярного раствора. Вязкость
мицеллярного раствора принимается приблизительно равной вяз-
кости нефти в пластовых условиях, а вязкость буфера подвиж-
ности (раствора полимера)—примерно равной вязкости мицел-
лярного раствора. Мицеллярный раствор готовится из составных
компонентов непосредственно на месторождении. Последователь-
ность нагнетания жидкости должна быть следующая.
Если минерализация пласта низкая, а соли кальция и магния
отсутствуют, то процесс начинается с нагнетания в пласт мицел-
лярного раствора, который служит основным рабочим агентом,
вытесняющим нефть. Количество мицеллярного раствора для про-
цесса и его состав определяются характером и степенью неодно-
родности пласта, распределением нефтенасыщенности, расположе-
нием нагнетательных и добывающих скважин (размером участка),
свойствами пластовой воды и нефти. Основная характеристика
оторочки мицеллярного раствора заключается в ее размере
(в % от объема пор участка) и натяжении между пластовыми
и закачиваемыми жидкостями. Учитывая значительную стои-
мость мицеллярных растворов, необходимо использовать любую
возможность, ведущую к уменьшению размера оторочки до целе-
сообразного, экономически оправданного минимума при условии
сохранения ее целостности на протяжении процесса вытеснения
нефти. Как показывают практика и расчеты, размеры оторочки
высококонцентрированного раствора от 5 до 15 %, а водного
слабоконцентрированного раствора от 20 до 50 % от порового
объема пласта вполне достаточны в очень широком диапазоне
изменения условий (неоднородность пластов и др.).
Состав оторочек мицеллярных растворов должен быть подоб-
ран так, чтобы на их переднем фронте было минимально возмож-
ное межфазное натяжение между раствором и нефтью, а на зад-
нем фронте — минимальное натяжение между раствором и водой
буфера подвижности.
За оторочкой раствора при любой технологии нагнетается так
называемый буфер подвижности, состоящий из водного раствора
полимера (загущенная вода) с постепенно уменьшающейся вяз-
костью. Задача буфера подвижности заключается в регулирова-
нии (стабилизации) скорости, подвижности всей системы по
пласту, и особенно в уменьшении подвижности вытесняющей жид-
кости созданием определенной вязкости. Необходим достаточный
объем буфера подвижности для предотвращения проникновения
обычной воды в оторочку мицеллярного раствора, прежде чем она
совершит свою эффективную работу.
232
В зависимости от контроля за подвижностью и пластовых ус-
ловий объем буфера подвижности может достигать 30—60 % от
порового объема пласта.
После буфера подвижности следует обычная вода (вода, ис-
пользуемая при обычном заводнении). В ее задачу входит про-
движение оторочки мицеллярного раствора и буфера подвижности.
Нагнетание воды за буфером подвижности продолжается до
конца разработки.
В тех случаях, когда определяющим фактором эффективности
процесса вытеснения остаточной нефти мицеллярными растворами
(на основе нефтяных сульфонатов) служит наличие большого ко-
личества солей в пласте, в технологию вносится дополнение, за-
ключающееся в том, что перед оторочкой раствора на основе суль-
фонатов в пласт закачивают так называемую предоторочку —
пресную или слабоминерализованную воду с хлористым натрием.
Цель заключается в уменьшении или устранении влияния пласто-
вых солей на мицеллярный раствор. Все последующие операции
остаются прежними.
Относительно системы размещения скважин при мицеллярно-
полимерном заводнении можно сказать следующее.
В связи с тем что адсорбция ПАВ из стабильных мицеллярных
растворов в пласте относительно мала, вполне допустимо прини-
мать достаточно большие расстояния между добывающими и на-
гнетательными скважинами, но необходимо учитывать возможность
увеличения вязкости раствора в пласте и необходимость в высоких
перепадах давления для его продвижения.
Кроме того, при редких сетках скважин требуется длительный
период времени для проявления эффекта и подхода нефтяного
вала к добывающим скважинам, а это может быть экономически
невыгодно из-за больших разовых расходов на реализацию ме-
тода. Поэтому размещение скважин на месторождениях должно
быть равномерным, площадным, однорядным, с плотностью сетки
не более 12—16 га/скв. Многорядные системы размещения сква-
жин, очевидно, будут непригодны для применения мицеллярных
растворов, так как из-за больших фильтрационных сопротивле-
ний для высоковязких растворов и особенно эмульсий, внутрен-
ние ряды добывающих скважин не будут реагировать на процесс
и потребуется длительный период для получения всего эффекта.
Исходя из условия необходимости сокращения времени пре-
бывания мицеллярных растворов в контакте с минерализованной
пластовой водой, породой пласта и продолжительности периода
от начала процесса до проявления эффекта в добывающих сква-
жинах, следует стремиться к максимально возможным темпам
разработки заводненных пластов с применением мицеллярных
растворов. Так как роль капиллярных сил в эффективности про-
цесса вытеснения нефти мицеллярным раствором практически
сведена к нулю, а вытеснение раствора буфером подвижности
можно считать устойчивым, ограничения на темп разработки со
стороны эффективности процесса не накладываются. Поэтому при
233
проектировании процесса извлечения остаточной нефти мицелляр-
ными растворами можно принимать практически любой высокий
реализуемый темп разработки, с тем чтобы общие сроки доразра-
ботки не превышали 10—15 лет.
Реализуемые проекты. Метод относится к числу слабо-
изученных и дорогостоящих, и поэтому он испытан в промышлен-
ных условиях меньше, чем другие. Тем не менее известно более 20
промышленных опытов применения мицеллярных растворов
с целью увеличения конечной нефтеотдачи пластов, проводимых
в СССР, США, Канаде, Румынии, Венгрии, Франции и др. [32, 34,
41, 44, 47].
В табл. 40 приведена краткая характеристика зарубежных
промышленных испытаний высококонцентрированных мицелляр-
ных растворов. Первые испытания метода проводились в начале
60-х годов фирмой «Маратон» на очень маленьких участках пяти-
точечных элементов площадью 0,3—1 га с малой соленостью
пластовой воды и малой концентрацией двухвалентных ионов.
При этом ставилась цель технической промышленной демонстра-
ции процесса [34].
На основе положительных результатов первых опытов пло-
щадь опытных участков увеличили до 5—8 га, а в последние годы
были начаты довольно крупные промышленные опыты на участ-
ках площадью до 50—200 га с числом скважин до 100—250 (мес-
торождение Робинсон, участки М-1 и 219-Р) [34].
Цели перед промышленными испытаниями мицеллярных рас-
творов с большим содержанием сульфонатов ставились самые
различные, но основная цель заключалась в оценке их технике*
экономической эффективности и определении оптимальных усло-
вий распространения метода на всем месторождении. Показа-
тельно в этом отношении испытание метода на месторождении
Робинсон, на котором первые опыты малого масштаба на участ-
ках площадью 0,3—1 га были начаты в 1962 г. В последующем
(1968 г.) был проведен опыт на участке площадью 16 га с 18
нагнетательными и 29 добывающими скважинами, в результате
которого было извлечено 40—50 % остаточной нефти. На основе
этих опытов по отработанной технологии в 1975 и 1977 гг. на
месторождении были начаты два промышленных процесса на
участках площадью 47 и 163 га соответственно. На первом участке
уже извлечено не менее 25 % остаточной нефти. И на том и на
другом участке процесс продолжается.
Помимо опытов с высококонцентрированными мицеллярными
растворами (см. табл. 40), на месторождениях Лома Новия, Бор-
регос (США, Техас), Бентон, Лоудон и Салем (США, Иллинойс)
проведены опыты по испытанию водных малоконцентрированных
мицеллярных растворов, содержащих до 2 % сульфонатов, зака-
чиваемых в объеме 12—47 % от объема пор. Результаты расцени-
ваются как неудовлетворительные при извлечении 14—15 %
(Лоудон, Салем) и как удовлетворительные при извлечении 20 %
остаточных запасов (Боррегос, Бентон).
234
В опыте на месторождении Лома Новия эффект дополнитель-
ной добычи весьма незначительный, как считают, из-за малого
размера оторочки раствора (12 % от объема пор) и большого
массового содержания глин в пласте (5 %).
В нашей стране испытания мицеллярных растворов с целью
повышения продуктивности скважин, очистки призабойных зон
от загрязнений были проведены в 1976—1977 гг. на Ходыженском
и Ромашкинском месторождениях. Получены положительные ре-
зультаты— продуктивность скважин увеличилась в несколько раз.
В 4979 г. был начат промышленный опыт с целью увеличения
нефтеотдачи заводненного пласта Д1 на Южно-Ромашкннской
площади, а в 1983 г. на Азнакаевской площади Ромашкинского
месторождения.
На Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского месторож-
дения, разрабатываемой более 20 лет при заводнении, для испы-
тания высококонцентрированного мицеллярного заводнения был
выбран участок сильно заводненного пласта а горизонта Дь
сложенного из выдержанного неоднородного песчаника со средней
проницаемостью 0,24 мкм2, толщиной 3,4 м и окруженного слабо-
проницаемыми алевролитами.
Опытный участок представляет собой обращенный пятиточеч-
ный элемент площадью 7,5 га с одной нагнетательной и четырьмя
добывающими скважинами. Объем пор пласта на участке состав-
ляет 52 тыс. м3.
К моменту нагнетания мицеллярного раствора в центральную
нагнетательную скважину нефтенасыщенность пласта составляла
в среднем 30—36 %. Повышенная нефтенасыщенность отмечена
в кровле пласта и удаленных зонах. Достигнутая нефтеотдача
пласта при заводнении — 62—63%.
Опыт был начат в марте 1979 г. нагнетанием в центральную
скважину предоторочки — сначала пресной воды, а затем 1 %-
ного водного раствора NaCl (июнь 1979 г.) с целью сближения
солевого состава вод пластовой и использованной для приготовле-
ния мицеллярного раствора, а также для предельного заводнения
пласта и создания предыстории разработки участка при за-
воднении, необходимой для оценки эффекта по промысловым
данным.
Нагнетание предоторочки продолжалось более года, было за-
качано 10-103 м3 воды. В сентябре 1980 г. при обводненности
добывающих скважин 98—99 % начато нагнетание мицеллярного
раствора с внешней углеводородной фазой, вязкостью 15—
16 мПа-с, обеспечивающего межфазное натяжение на границе
с водой и нефтью ниже 0,01 мН/м. Состав мицеллярного раствора
(в %) следующий.
Сульфонат ......................................................... 8,8
Изопропиловый спирт ............................................... 1,9
Углеводородная жидкость ...........................................28,9
Водный 1 %-ный раствор NaCl........................................57,4
235
Зарубежные промышленные испытания
Месторождение	Год начала испыта- ния	Прони- цаемость мкм2	Вязкость пластовой нефти, мПа-с	Нефтеиа- сыщен- ность иа начало испыта- ний, %	Объем оторочки мицелляр- ного раствора, „ % от объема пор	Сетка	
1	2	3	4	5	б	7	
Робинсов, Дедрик	1962	0,2	11	50	3,5	Пятиточеч- ная	
Робинсон, Уилкин	1964	0,1	9	40	3,5	То же	
Робинсон, Генри-В	1965	0,2	7	40	9	Пятиточеч- ная обра- щенная	
Робинсон, Генри-Е	1965	0,2	7	40	10	То же	
Робинсон, 119-В	1968	0,21	7	40	7	Рядная	
Робинсон, Генри-С	1969	0,3*	7	40—55	—	Одиночная скважина	
Бриджпорт, 118-К	1969	0,09	5,5	30-45	8,5	Пятиточеч- ная	
Оке Вейзес	1970	—	5	—	2,5	То же	
Брадфорд	1968	0,082	5	40	6—3	Пятиточеч- ная обра- щенная	
Брадфорд, Бингам Эшпаншн	1971	0,158*	5	40	5	Пятиточеч- ная	
Гудвилл Хилл	1971	—,	5	—	5	То же	
Хиггес	1969	0,5	4,3	23	4	Девятито- чечная	
Эльдорадо, Хег- берг Чесией	1976 1976	0,2—1,5 0,2—1,5	4,8 4,8	33 33	4 12	Пятиточеч- ная	
Делавар-Г илдерс, Мери-Костен	1975	0,08*	10,9	35	10	Пятиточеч- ная обра- щенная	
236
Таблица 40
метода мицеллярного заводнения
	Площадь, га	Число скважии		Основные результаты
		нагнетатель- ных	добывающих	
	8	9	Ю	П
	1	4	1	Успешные; рхвачено 74 % пор уча- стка, вытеснено 0,05 м3/м3 нефти, но добыча невелика из-за потери контроля подвижности (мала буфер- ная оторочка — 6,8 % от объема пор)
	1	4	1	Успешные; доказана возможность вытеснения остаточной нефти, но до- быча невелика из-за потери контроля подвижности (мала буферная ото- рочка — 6,6 % от объема пор)
	0,3	1	4	Успешные; добыто 63 % остаточной нефти, или 2,8 т на 1 т мицеллярного раствора
	0,3—0,6—1,2	1	4—8—12	Успешные; количественная оценка результатов затруднена изменением геометрии потоков при длительности расширения участка
	16	18	27	Успешные; добыто 40—50 % остаточ- ной нефти при длительности испыта- ния более четырех лет
		1 4	1	Успешные; мицеллярный раствор, со- держащий 70 % водной фазы, эффек- тивно вытеснял остаточную нефть; приготовление н закачка прошли без осложнений Нет данных
	17	4	1	То же
	0,3—0,6	1	4—8	Успешные; в пласте формировался и продвигался к добывающим скважи- нам вал вытесняемой остаточной нефти
	18,8	16	25	Успешные; обводненность продукции скважин снижалась с 98 до 86 %, добыто 52 % остаточной нефти из среднего, более проницаемого пласта
	4	9	16-	Нет данных
	3,3	1	3	Успешные; доказана применимость метода и его преимущества'
	10 1	9	4	Нет данных То же
237
Месторождение	Год начала испыта- ния	Прони- цаемость, мкм2	Вязкость пластовой нефти, мПа-с	Нефтена- сыщеи- ность иа начало испыта- ний, %	Объем оторочки мицелляр- ного раствора, % от объема пор	Сетка	
1	2	3	4	5	6	7	
Норт-Бэрбанк	1975	0,03	2,5	30	6	То же	
Брадфорд	1975	0,01	4,5	40	—	»>	
Робинсон, 219-Р	1975	0,105	7	40	10,3	»»	
Робинсон, М-1	1977	0,102	5,5	40	—		
Белл Крик	1978	0,5	4,6	28	—		
Шаторенар-1	1978	1,0	39	75	10		
Уиллингтон	1979	0,18	25	39				
Шаторенар	1980	—	39	70	—	»>	
Алдье	1979	0,03—1,0	0,48		10	it	
Объем закачанного мицеллярного раствора составил 9,4 % от
объема пор.
Затем нагнетали буферную жидкость — полимерный раствор
с начальной массовой концентрацией полиакриламида 0,2%,
постепенно снижающейся до 0,03 %, и вязкостью 5,5—1,2 мПа-с.
В пласт закачано полимерного раствора более 45% от объема пор,
после чего начато нагнетание обычной воды. В результате обвод-
ненность продукции скважин снизилась до 80—75 %, дополни-
тельно добыто 1,5—2 тыс. т нефти. Эффект не окончательный,
хотя он ниже расчетного, который должен был составить более
5 тыс. т. В процессе реализации опыта встречены значительные
трудности, связанные со снижением продуктивности добываю-
щих и приемистости нагнетательной скважин в 8—10 раз, вслед-
ствие, по-видимому, инверсии раствора, повышения его вязкости
и загрязнения призабойных зон скважин.
Из промышленных опытов, проведенных в США, наибольший
интерес представляет опыт на участке Хенри заводненного пласта
месторождения Робинсон.
Цель этого эксперимента — определение возможности извле-
чения нефти в значительных количествах при помощи мицелляр-
ных растворов из ранее заводненных пластов.
Площадь участка составляет 4 га, глубина залегания — 300 м,
средняя пористость—10 %, средняя проницаемость —0,200 мкм2,
остаточная нефтенасыщенность — 40%). Количество нефти в пласте
на участке до испытания мицеллярного раствора оценивалось
в 872 м3. Четыре добывающие скважины опытного участка имели
первоначальный дебит 15,9 м3/сут. Перед началом нагнетания
238
Продолжение табл. 40
	Площадь, га	Число скважии		Основные результаты
		нагнетатель- ных	добывающих	
	8	9	10	П
		9	16	Успешные
	10	16	25	Нет данных
	46,8	39	55	Успешные; добыто не менее 25 % остаточной нефти
	163	114	130	Испытание продолжается
	64	4	9	То же
	1	1	4	Успешные; на 1/1 1979 г. добыто 29 % запасов нефти на начало процесса, обводненность продукции скважин снизилась с 86 до 56 %
	4,4	4	6	Испытание продолжается
	60	4	8	.—
	1	4	1	Испытание завершено неудачно. Ин- версия раствора, образование вязкой
				эмульсии
мицеллярного раствора в пласт добыча нефти и воды по участку
составляла 0,87 и 17,8 м3/сут соответственно.
Состав мицеллярного раствора тщательно проверяли на сов-
местимость с сырой нефтью и пластовой водой на образцах керна
в лабораторных условиях.
Буфер подвижности состоял из воды, содержащей 500 мг/г-
растворимых солей и загущенной частично гидролизованным
полиакриламидом. Кроме того, до добавления полимера вода
была обработана гидроокисью натрия для нейтрализации и уда-
ления катионов кальция и магния в пласте.
Подвижность всей системы была тщательно рассчитана
по данным относительной проницаемости, полученным в лабора-
тории на образцах керна. В результате расчета было определено,
что нефть и вода, находящиеся перед оторочкой раствора, будут
вести себя как однородная жидкость с вязкостью 33 мПа • с.
В связи с этим были подобраны следующие характеристики
мицеллярной оторочки: вязкость 33 мПа • с при объемном содер-
жании воды 32 %. Размер оторочки составил 9 % от объема пор
участка, или 195 м3.
Закачка мицеллярного раствора на опытном участке (обра-
щенный пятиточечный элемент) была начата в ноябре 1965 г. и
закончена за три с половиной недели. Затем начали закачку поли-
мерного раствора (буфер подвижности), которая продолжалась
до января 1967 г. К этому времени общий объем закачанной жид-
кости достиг 200 % °т порового пространства. Цель столь боль-
шого объема закачки раствора полимера — обеспечение полного
контроля за подвижностью и избежание проникновения языков
239
рабочей воды в оторочку мицеллярного раствора. Сульфонат и
полимер появились во всех четырех добывающих скважинах.
После окончания нагнетания полимера закачали рабочую воду
(58 % от порового объема). Суммарное количество жидкости,
закачанное в пласт в период испытания процесса, составило
5800 м3, или около трех объемов пор опытного участка.
Общее количество нефти, добытое на участке за период испы-
тания, равнялось 548,6 м3, или 63% от остаточных запасов в пре-
делах опытного участка или 2,9 м3 нефти на 1 м3 мицеллярного
раствора. За период испытания вместе с нефтью добыто 4805 м3
воды, или 2,5 объема пор. Водонефтяной фактор составлял
около 9. Отбирались пробы жидкости для контроля за содержа-
нием в ней ПАВ. Результаты показали, что за время испытания
из пласта было извлечено 3,9 м3 (около 20%) закачанного суль-
фоната.
Для тщательного анализа эффективности процесса были про-
бурены оценочные скважины с отбором керна. Одна оценочная
скважина была расположена от нагнетательной скважины на
расстоянии 12 м и пробурена в феврале 1966 г., когда суммарное
количество закачанной жидкости равнялось 37% от порового
объема. Полученные по всему разрезу образцы керна показали
100%-ное вытеснение нефти.
В июне — сентябре 1966 г. были пробурены еще три скважины
на расстоянии до 22 м от нагнетательной по направлению к добы-
вающим. На основании данных добычи и анализа отобранных
кернов были сделаны следующие выводы: мицеллярный раствор
двигался по пласту и вытеснял нефть и воду поршневым спосо-
бом; установившийся нефтяной вал формировался перед отороч-
кой, нефтенасыщенность в нем достигала 60 %; охват пласта за-
воднением в пределах опытной площади составлял 100%.
Все оценочные скважины после отбора керна были ликвиди-
рованы.
Кроме того, были пробурены две скважины таким образом,
чтобы определить возможность движения нефти за пределы опыт-
ного участка. Образцы керна из этих скважин были отобраны
в больших количествах и тщательно проанализированы. По ре-
зультатам анализа керна была построена карта изопахит пласта
с нулевой нефтенасыщенностью и установлен объем перемещенной
за пределы участка нефти—165 м3, т. е. около 20 % от объема
остаточной нефти до начала процесса. Следовательно, 1 м3 зака-
чанного мицеллярного раствора на участке Хенри вытеснял из за-
водненного пласта 3,6 т нефти.
Эффективность технологическая и экономи-
ческая. Оценивать эффективность применения мицеллярных
растворов для извлечения остаточной нефти после заводнения
пластов наиболее сложно, потому что она зависит от множества
факторов и почти не изученных сложных процессов взаимодей-
ствия растворов с поверхностью пористой среды и пластовыми
жидкостями, сопровождаемого физико-химическими превраще-
240
ниями и явлениями ионного обмена, деструкции молекул, инвер-
сии фаз, массопереноса, растворения, смесимости и др. Однако
при правильно установленном составе мицеллярных растворов, их
хорошей вытесняющей способности эффективность извлечения
остаточной нефти в общем зависит от того, с какой долей пласто-
вой нефти вступит в контакт раствор. На извлечение этой доли
остаточной нефти и можно рассчитывать, если буфер подвижности
обеспечит эффективное продвижение по пласту самой оторочки
мицеллярного раствора, что зависит от свойств полимерного
раствора, свойств пластовой воды и неоднородности пласта.
В целом, на основе накопленных знаний о методе, можно с опре-
деленной степенью приближения отметить, что в пластах с неболь-
шой изменчивостью проницаемости (не .более чем в 4—6 раз)
от средней при оптимальных свойствах закачиваемых мицелляр-
ного и полимерного растворов и благоприятных свойствах плас-
товой воды (предоторочки) мицеллярные растворы способны
обеспечить извлечение из пластов до 50—60% остаточной нефти.
Это, видимо, максимально возможная технологическая эффектив-
ность вытеснения остаточной нефти мицеллярными растворами
из реальных неоднородных заводненных пластов.
Хорошим результатом можно считать извлечение 40—50 %
остаточной нефти из заводненных пластов. Для этого требуются
применение качественных мицеллярных растворов, буфера
подвижности и достаточно высокая нефтенасыщенность пласта.
При плохом качестве мицеллярных и полимерных растворов, при
плохих свойствах пластовой воды и низкой остаточной нефтенасы-
щенности пласта дополнительное извлечение нефти может быть
меньше 15—20 % от остаточной, что следует рассматривать как
неудачное применение метода.
Эффективность вытеснения нефти мицеллярными растворами
в значительной степени зависит от исходной остаточной нефтена-
сыщенности пласта: чем меньше она, тем меньше эффект повыше-
ния нефтеотдачи пласта, что объясняется сложностью формирова-
ния нефтяного вала перед растворами и бесполезным расходом
его энергии на вытеснение воды. В гидрофильных коллекторах
эффективность растворов выше, чем в гидрофобных.
В зависимости от этих условий удельная технологическая
эффективность применения мицеллярных растворов, выраженная
отношением дополнительной нефти к расходу мицеллярного
раствора, может изменяться в широких пределах — от 1 —1,5 до
5—6 т/т.
Экономическая эффективность метода определяется стоимо-
стью компонентов мицеллярных растворов, дополнительной добы-
чей нефти и ценой на нефть. Все составные компоненты мицелляр-
ных растворов дорогие. Основной компонент — нефтяные сульфо-
наты, содержащие обычно 60—65 % активного вещества. Они
стоят на мировом рынке 500—600 дол/т. Предполагают, что с раз-
витием производства сульфонатов в широком масштабе стоимость
их может быть снижена до 300—400 дол/т. Стоимость стабилиза-
16 Заказ № 281
241
тора (спиртов) составляет 600—700 дол/т. Исходя из этого, при
наиболее типичном составе мицеллярных растворов (7—8 % суль-
фонатов, 2—2,5 % стабилизатора и 25—50 % углеводородов) стои-
мость мицеллярного раствора будет составлять не менее 100—
150 дол/т.
Полимеры для буфера подвижности стоят не менее 4,5—5 тыс.
дол/т (в расчете на 100%-ную концентрацию продукта). При
массовой концентрации полимера в растворе 0,05—0,1 % расходы
на 1 м3 раствора буфера подвижности составят 2,5—6 дол.,
а на 1 т дополнительно добытой нефти — до 10—20 дол.
Затраты на бурение дополнительных скважин, на нагнетание ра-
створов воды до и после закачки мицеллярного раствора также
будут значительными. В зависимости от состава растворов и удель-
ной дополнительной добычи нефти общие затраты на нее могут
варьировать в широком диапазоне — от 30—40 до 80—100 дол/т
и более.
Меньшие затраты будут при эффективном применении водных
мицеллярных растворов с малым содержанием ПАВ и углеводо-
родной жидкости. Это вполне естественно, так как извлечение
остаточных запасов нефти на истощенных месторождениях не мо-
жет быть дешевым и простым делом.
Недостатки, ограничения, проблемы. Самый боль-
шой недостаток метода вытеснения остаточной нефти из заводнен-
ных пластов мицеллярными растворами — сложность его
технологии, зависящая от многих неуправляемых факторов
и требующая точного неукоснительного исполнения. Строгая
последовательность нагнетания, соблюдение качественного и ко-
личественного состава и объема оторочек-—обязательное усло-
вие успешного применения метода. При этом методе недопустимы
отклонения от обоснованной для конкретного пласта оптимальной
технологии, как это возможно при заводнении или применении
других химических продуктов, которые почти не отличаются для
разных пластов. При этом методе понятие оптимальной, проектной
технологии приобретает буквальный, жесткий смысл, так как сни-
жение концентрации химических реагентов и уменьшение объемов
оторочек будут неизбежно ухудшать эффективность процесса.
Другой важный недостаток метода — его острая чувствитель-
ность к неблагоприятным геолого-физическим условиям место-
рождений, и особенно к солевому составу пластов, а также воды
пластовой и используемой для приготовления растворов. Приго-
товление растворов на воде несоответствующего качества или без
учета свойств солей пласта и пластовой воды может не только
уменьшить эффективность, но и поставить под сомнение целесо-
образность применения.
Удаление механических примесей из воды (до 1—3 мг/л), обес-
кислороживание (деаэрация) и бактерицидная обработка воды,
используемой для приготовления мицеллярных растворов,—также
необходимое условие их эффективного применения.
Основным ограничивающим фактором применения метода ми-
242
целлярно-полимерного заводнения служит большая потребность
в химических реагентах. Для того чтобы применить метод на за-
лежи с начальными запасами 1 млн. т и получить дополнительно
250—300 тыс. т нефти, требуется закачать в пласт 100—150 тыс. м3
мицеллярного раствора и 300—400 тыс. м3 полимерного раствора,
на которые понадобится 8—15 тыс. т нефтяных сульфонатов, 2—
3 тыс. т спиртов, 150—250 т полимеров и 25—50 тыс. т углеводо-
родов. Следовательно, для промышленного применения метода
в широких масштабах требуется организовать производство огром-
йых объемов различных химических продуктов.
Высокая стоимость всех требующихся для мицеллярных ра-
створов компонентов и их чувствительность к пластовым солям —
важнейшие сдерживающие факторы широкого применения метода.
Проблемы, связанные с применением мицеллярно-полимер-
ного заводнения, обусловлены главным образом недостаточной
изученностью фундаментальных физико-химических основ, меха-
низма пластовых процессов. Из всех известных методов мицел-
лярно-полимерное заводнение, обладая самым сложным механиз-
мом процессов, является наименее изученным и испытанным
в промышленных условиях. Особенно слабо изучены следующие
фундаментальные проблемы.
1.	Структура ПАВ и солюбилизация.
2.	Стабильность мицеллярных растворов в реальных пласто-
вых условиях; природа сверхнизких межфазных натяжений; ин-
версия фаз, образование двухфазных эмульсий. Возможность
замены сульфонатов другими продуктами, не реагирующими
с пластовыми солями.
3.	Взаимодействие мицеллярного раствора с пластом, нефтью
и водой, ионный обмен между пластовыми солями, минералами
и раствором и, как следствие, изменение его свойств и разруше-
ние в результате этого взаимодействия и обмена.
4.	Теория обоснования оптимальных составов (рецептов) и раз-
меров оторочек мицеллярных растворов для конкретных геолого-
физических условий месторождений.
5.	Условия адсорбции, потери и рассеивания химических реа-
гентов из растворов в процессе фильтрации в различных кол-
лекторах.
6.	Механизм вытеснения остаточной нефти из заводненного
пласта, формирование подвижных валов нефти и воды и эффек-
тивность последовательного вытеснения нефти водой, воды мицел-
лярными растворами, мицеллярного раствора полимерным ра-
створом и, наконец, полимерного раствора водой.
Будущее метода. Потенциальные масштабы применения
метода мицеллярно-полимерного заводнения нефтяных место-
рождений очень большие. Все месторождения с терригенными
коллекторами, нефтенасыщенностью более 30 % и вязкостью
нефти менее 15—20 мПа-с являются потенциальными объектами
для применения метода. По прогнозам в США, около 30 % всех
запасов нефти, извлекаемых новыми (третичными) методами уве-
16*
243
личения нефтеотдачи пластов, приходится на метод вытеснения
мицеллярно-полимерными растворами [41, 44, 47]. В 2000 г. потреб-
ление ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов в США будет
превышать 1 млн. т, в Северной Америке—1,6 млн. т, а во всем
мире — более 3 млн. т. Как видно, будущие масштабы применения
ПАВ для микроэмульсий огромные. Однако широкое промышлен-
ное применение метода на основе нефтяных сульфонатов в ближай-
шем будущем пока невозможно из-за высокого уровня риска при-
менения малых по размеру оторочек высококонцентрированных
(дорогих) неустойчивых растворов в неоднородных пластах, неиз-
бежно содержащих много солей.
Эта причина остается серьезной помехой для широкого приме-
нения метода. Поэтому в настоящее время проявляются тенденции
уменьшения риска, связанного с мицеллярным заводнением, изыс-
канием возможности замены:
малых оторочек (5—10 % от объема пор) высококонцентри-
рованных мицеллярных растворов с большим содержанием суль-
фонатов (7—10%) и углеводородов (30—70%) большими ото-
рочками (до 40—50 % от объема пор) растворов с малой концен-
трацией химических продуктов (не более 2—2,5 %) без углеводо-
родов на водной основе (воды до 95—98 % );
дорогостоящих, дефицитных продуктов дешевыми, доступ-
ными, вплоть до отходов химического производства, стойкими
к пластовым солям.
Создание высокоактивных растворов с малой концентрацией
химических продуктов (до 0,5—2 %) и содержанием углеводоро-
дов не более 5%, обладающих необходимыми свойствами для
вытеснения остаточной нефти из заводненных пластов (межфаз-
ное натяжение с нефтью и водой менее 0,01 мН/м), очевидно,
возможно только на основе новых химических продуктов, более
активных, чем современные нефтяные сульфонаты. Предпосылки
для возможности получения таких химических продуктов и ра-
створов имеются, но и на основе нефтяных сульфонатов с разной
молекулярной массой (от 200 до 600) с соответствующими содетер-
гентами можно получить водные мицеллярные растворы, хорошо
вытесняющие остаточную нефть.
Возможность замены нефтяных сульфонатов более солестой-
кими, особенно к кальцию и магнию, химическими продуктами ши-
роко изучается. На основе различных композиций неионогенных
ПАВ (ОП-10, ОП-7, ОП-4) уже получены солестойкие мицелляр-
ные растворы с низким межфазным натяжением (менее0,05мН/м),
эффективно вытесняющие остаточную нефть из заводненных пла-
стов. Но эти растворы требуют много углеводородной жидкости
(до 50%) и устойчивы в узком диапазоне довольно высоких темпе-
ратур (60—65 °C).
Стабильные прозрачные мицеллярные растворы были полу-
чены на основе отходов химического производства. Одним из
этих ПАВ является соапсток — отход процесса щелочной рафи-
нации хлопковых масел. Состав соапстока стандартизован и ха-
244
растеризуется следующим содержанием компонентов (в %):
натриевые соли жирных кислот 46,7, нейтральные жиры 38, влага
12,7, нежировые компоненты 2,6.
Низкомолекулярный алкиларилсульфонат под названием суль-
фонол «Б» выпускается в большом масштабе. Он получается
сульфированием дезароматизированной керосиновой фракции.
Водным компонентом мицеллярного раствора на основе соап-
стока может служить лишь пресная вода, а на основе сульфонола
«Б» — смесь пресной и минерализованной (морской или сточной)
воды (до 50 и 40 % соответственно).
Оптимальное соотношение концентраций ПАВ и изоамило-
вого спирта в мицеллярных растворах составляет 3:1.
Мицеллярные растворы на основе соапстока и сульфонола
«Б» интерес представляют потому, что они могут существовать
в однофазном состоянии при содержании воды до 70—80 %
(табл. 41).
Таблица 41
Состав мицеллярного раствора на основе соапстока и сульфонола «Б»
Состав, %				Вязкость, мПа-с
ПАВ	ИАС	Керосин	Вода с 1 % HC1	
		Соапсток		
15	5	12,8	67,2	47,2
12	4	10,2	73,8	9
9	3	7,5	80,5	4,5
		Сульфонол «Б»		
10	3,6	15,6	70	22
8,5	3,1	13	78	6
7	2,6	11	80	3
Примечание. Данные С. М. Гаратаева.
Мицеллярный раствор на основе соапстока обеспечивает вы-
теснение остаточной нефти на 40—60%, так как разрушается
в пористой среде под влиянием двухвалентных катионов кальция
и магния, содержащихся в пластовой воде; прирост коэффици-
ента вытеснения 15—18 %.
Мицеллярный раствор на основе сульфонола «Б» разрушается
в меньшей степени, вытесняет 70—80 % остаточной нефти, при-
рост коэффициента вытеснения достигает 25—30 %.
Необходимый размер оторочки мицеллярного раствора на ос-
нове соапстока для пластов, заводненных высокоминерализован-
ной пластовой водой, составляет не менее 30, а пресной водой —
до 15 % от порового объема. Для мицеллярного раствора на
основе сульфонола «Б» эти величины составляют соответственно
17 и 12 % от порового объема.
245
Другой отечественный реагент для приготовления водных
мицеллярных растворов — нефтяной сульфонат типа ГНА (ней-
трализованный кислый гудрон) исследован в Гипровостокнефти
(В. П. Городнов). При концентрации такого сульфоната в раст-
воре 5%, углеводородной жидкости менее 10 % и воды 85 %
получено эффективное вытеснение нефти из пористой среды до
85—95 % при оторочке размером 5 % от объема пор.
Водный мицеллярный раствор, состоящий из сульфоната
ВНИИПАВ с массовой концентрацией 2,7%, неионогенного ПАВ
ОП-Ю (1 %) и соленой воды (96%), обеспечивал в опытах
Гипровостокнефти полное (100%-ное) вытеснение остаточной
нефти из заводненных пористых сред.
Оторочка мицеллярного раствора, состоящего из 2 % сульфо-
ната типа «Карпатол» и 98 % воды, размером 5 % от объема
пор, вытесняла 90—95 % остаточной нефти.
Относительно малая концентрация ПАВ в водных мицелляр-
ных растворах, не требующих углеводородной жидкости (нефти)
для приготовления, и полное отсутствие отрицательного влияния
пластовых солей на эффективность вытеснения нефти, которая
е ростом минерализации даже увеличивается, выдвигает их
в разряд наиболее перспективных для извлечения остаточной
нефти из заводненных пластов. В ближайшем будущем требуются
широкие исследования и промышленные испытания различных
водных мицеллярных растворов для оптимизации их составов
и технологии применения в конкретных геолого-физических ус-
ловиях.
VIII. Тепловые методы извлечения
высоковязких нефтей
Относительно большая доля известных запасов нефти во всем
мире характеризуется высокой вязкостью нефти. Высокая вяз-
кость нефти — один из основных факторов, определяющих ее ма-
лую подвижность в пористой среде и неудовлетворительную эф-
фективность извлечения. Вязкость нефти сильно зависит от
температуры, которая в естественных
условиях не всегда достаточно высока
в пласте. Как показывают исследования
и опыт разработки, для эффективного
извлечения нефти вязкостью более 25—
50 мПа-с требуется тепловое воздействие
на пласты с целью снижения ее вязко-
сти. При нагревании нефти от 20—25 до
100—120 °C вязкость ее может снижаться
Рис. 82. Зависимость вязкости нефти рп от темпе-
ратуры для Кенкиякского месторождения
246
с 500—1000 до 5—20 мПа-c (рис. 82). На практике применяются
различные методы искусственного теплового воздействия на пла-
сты, содержащие высоковязкие нефти, — внутрипластовое горение
(сухое и влажное), вытеснение нефти паром, горячей водой и па-
роциклические обработки скважин [4, 6, 11, 18, 46].
Внутрипластовое горение
• Механизм процесса. Метод извлечения нефти с помо-
щью внутрипластового горения был предложен в начале 30-х
годов советскими учеными А. Б. Шейнманом и К. К. Дубровай.
Процесс основан на способности углеводородов (нефти) в пласте
вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопро-
вождающуюся выделением больших количеств теплоты. Он от-
личается от горения на поверхности. Генерирование теплоты не-
посредственно в пласте — основное преимущество данного метода
[2,4,6,11].
Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя
нагнетательной скважины обычно нагревом и нагнетанием
воздуха.
Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала
горения, получают при помощи забойного электронагревателя,
газовой горелки или различных реакций.
После создания очага горения у забоя скважин непрерывное
нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов
горения (N2, СО2 и др.) обеспечивают поддержание процесса
внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вы-
теснения нефти.
В качестве топлива для горения расходуется часть нефти,
остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водя-
ным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди
фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистил-
ляции, крекинга и других сложных физико-химических процессов.
В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти. В зави-
симости от геолого-физических условий пласта расход сгорающего’
топлива может доставлять 10—40 кг на 1 м3 пласта, или 6—25 %
первоначального содержания нефти в пласте. Теоретическими
и промысловыми исследованиями установлено, что с увеличением
плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличи-
вается, а с увеличением проницаемости уменьшается.
В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осу-
ществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие
его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происхо-
дит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося
фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой
в пласте теплоты (до 80 % и более) остается позади фронта
горения, практически не используется и в значительной мере рас-
сеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некото-
247
рое положительное влияние на процесс последующего вытеснения
нефти водой из не охваченных горением смежных частей пласта.
Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты
в области впереди фронта горения, т. е. приближение генериро-
ванной в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно
повышает эффективность процесса.
Перемещение теплоты из задней области в переднюю относи-
тельно фронта горения возможно за счет улучшения теплопере-
носа в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более
высокой теплоемкостью, например воды. В последние годы
в мировой практике все большее применение получает метод влаж-
ного горения.
Процесс влажного внутрипластового горения заключается
в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определен-
ных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движу-
щимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый пото-
ком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горе-
ния, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева,
выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденси-
рованной горячей воды.
Внутрипластовое парогенерирование — одна из важнейших
особенностей влажного горения, в значительной мере определяю-
щая механизм процесса вытеснения нефти из пластов. Диапазон
соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха ле-
жит примерно в пределах от 1 до 5 м3 воды на 1000 м3 воздуха,
т. е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1—
5)-103 м3/м3. Конкретные значения водовоздушного отношения
определяются многими геолого-физическими и технологическими
условиями осуществления процесса.
Повышение водовоздушного отношения до некоторого предела
приводит к прекращению окислительных процессов нефти в пла-
сте, но при меньших значениях снижает температуру, расход топ-
лива и расширяет фронт горения. Занижение водовоздушного отно-
шения приводит к сужению фронта, повышению температуры горе-
ния и снижению эффективности теплового воздействия на пласт
и извлечения нефти. Процесс влажного горения целесообразно про-
водить с максимально возможными значениями водовоздушного
отношения.
По мере перемещения фронта горения в пласте формируется
несколько характерных, отчетливо выделяющихся температурных
зон (рис. 83). Наиболее высокой температурой характеризуется
фронт горения (зона III). В лабораторных условиях диапазон из-
менения температуры фронта горения составлял 350—1000 °C.
Ее величина зависит от свойств нефтей, тепловых характеристик
пласта и окружающих пород. Кроме того, применительно к су-
хому горению она возрастает с увеличением плотности потока
воздуха, доли кислорода в воздухе и давления в модели пласта.
Для влажного горения установлено, что увеличение водовоздуш-
ного отношения приводит к снижению температуры фронта горе-
248
Рис. 83. Температурный профиль процесса влажного горения Т по длине пласта L
и распределение насыщенности пласта нефтью, водой н- воздухом 5 по длине-
пласта (пласт однородный)
ния. На температуру фронта горения влияет также тип коллек-
тора. Температура фронта горения в карбонатных пластах выше,
чем в песчаных.
В зоне горения все жидкости испаряются, за исключением
тяжелых фракций нефти, отлагающихся на поверхности зерен
породы в виде коксовидного остатка, служащего топливом для
внутрипластового „горения. Позади фронта горения остается выж-
женный пласт. Однако при высоких значениях водовоздушного
отношения может находиться остаток несгоревшего топлива.
В зоне II (рис. 83), непосредственно примыкающей к фронту
горения, имеется фильтрация воздуха и испарившейся воды.
В зоне I температура уменьшается до температуры нагнетае-
мых рабочих агентов. В этой зоне происходит фильтрация воздуха
и воды.
К зоне горения III примыкает зона перегретого пара IV'
(рис. 83), характеризуется резким падением температуры и ис-
парением воды, содержащейся в пласте.
Перед зоной перегретого пара образуется зона насыщенного
пара V, называемая стабилизированной зоной или паровым плато,
с температурой, претерпевающей незначительные изменения.
В этой зоне происходят трехфазная фильтрация и дистилляция
нефти. Размер зоны увеличивается по мере продвижения фронта
горения.
249
Зона VI является переходной зоной с трехфазной фильтрацией
нефти, воды и газа, конденсацией пара в воду и образованием
оторочки горячей воды. Впереди зоны горячей воды и легких
углеводородов температура в пласте равна начальной, но еще вы-
деляются три зоны, отличающиеся друг от друга насыщенностью
пористой среды жидкостями и газом.
Зона VII — так называемый водяной вал.
Зона VIII характеризуется повышенной нефтенасыщенностью
(нефтяной вал).
В зоне IX фильтрация нефти, воды и газа определяется началь-
ным распределением их насыщенностей.
Во всех зонах наличие газа (продуктов горения) оказывает
влияние на механизм вытеснения нефти. Газы могут содержать
большое количество СОг-
Системы и технология разработки. При осуще-
ствлении влажного горения впереди фронта горения образуется
обширная зона прогрева пласта и жидкостей. Размер ее имеет
тот же порядок, что и размер выжженной зоны, и достигает 100—
150 м й более. Это указывает на возможность применения метода
влажного горения при сравнительно редких сетках размещения
скважин (до 16—20 га/скв) без доведения фронта горения до
добывающих скважин, в результате чего сокращается суммарный
расход воздуха на добычу нефди. Регулированием развития зоны
прогрева пласта впереди фронта горения можно сэкономить рас-
ход воздуха в 1,5—2 раза. Дополнительную экономию расхода
воздуха на добычу нефти можно получить за счет перемещения
по пласту созданной тепловой оторочки нагнетанием в пласт обыч-
ной воды. В целом же можно считать, что при влажном горении
расход воздуха на добычу нефти в 2—3 раза меньше, чем при
сухом горении. Но для нагнетания воды могут понадобиться до-
полнительные скважины. Удельный расход воздуха на добычу
нефти прй сухом внутрипластовом горении, согласно различным
промысловым испытаниям, может изменяться от 2000 до
3500 м3/м3, а при влажном горении — от 1000 до 2000 м3/м3.
Технология внутрипластового горения должна предусматри-
вать постоянно возрастающий объем нагнетания воздуха в соот-
ветствии с расширением фронта горения по мере его удаления от
нагнетательных скважин. Давление нагнетания воздуха на устье
нагнетательной скважины обычно в 1,5—2 раза выше пластового
давления.
Максимально возможное сокращение расхода воздуха на до-
бычу нефти при влажном горении является основной целью
и условием расширения применения этого метода на практике,
что возможно только при осуществлении оптимальной техноло-
гии процесса.
Реализуемые проекты. Эффективность метода.
В настоящее время в различных странах осуществляется более
50 проектов внутрипластового горения. В большинстве из них при-
меняется только та или иная комбинация внутрипластового го-
250
рения >с заводнением. Наиболее ранние проекты реализуются
в США и Румынии. Добыча нефти за счет применения внутри-
пластового горения в США превышает 600 тыс. т/год, а в Румы-
нии — 430 тыс. т/год [47].
В табл. 42 приведены геолого-физические параметры промыс-
ловых объектов, на которых осуществлялись испытания влажного
Таблица 42
Геолого-физические условия проведения внутрипластового горения
на наиболее показательных объектах США и Венесуэлы
Объект (страна)		Год проведе- ния	Эффективная нефтенасы- 1 щенная тол- щина пласта, м	Глубина за- легания кров- ли пласта, м	Проницае- 1 мос.ть, мкм2	Нефтенасы- щенность, %	Вязкость неф- ти, мПа-с
1.	Слосс (США)	1963	4,3	1891	0,191	30+10	0,8
2.	Дели (США)	1966	2,53	1037	1,069	37	3
3.	Беллевью (США)	1971		160	1		226
4.	Каддо-Париш (США)	1969	4,9	314	0,606	52	280 700
5.	Карлайд (США)	1963	10,7	262	2,05	68	
							
6.	Ист-Тиа-Хуана (Венесуэла)	1966	39	476	5	78	6000
Режим работы
залежи до начала
процесса горения
Заводнение
Режим растворен-
ного газа и завод-
нение
Режим растворен-
ного газа и грави-
тационный режим
Смешанный режим
растворенного га~
за и водонапорный
Примечания: 1. Пласты всех объектов сложены песчаником. 2. Про-
ницаемость объекта 2 определена по данным анализа керна.
горения. В табл. 43 приведены основные технологические резуль-
таты этих испытаний. Наибольший интерес из них представляют
опыты, проведенные на месторождениях со значительной глуби-
ной залегадия продуктивных пластов и малой вязкостью нефти.
Месторождение легкой нефти Слосс было открыто в 1954 г.
Его начальные геологические запасы нефти составляли 6 млн. м3.
Оно было разбурено к 1958 г. с плотностью 16 га/скв. Через
2,5 года после начала разработки была достигнута максимальная
добыча нефти— 1530 м3/сут. Месторождение разрабатывалось
вначале на упругом режиме, а затем на режиме растворенного
газа, и к середине 1958 г. текущая нефтеотдача достигла 11 % от
начальных запасов нефти. В это время было начато заводнение
месторождения, в результате которого среднесуточная добыча
нефти увеличилась на 400 м3/сут. К середине 1963 г. вся залежь
была обводнена. В это время и начались испытания влажного
горения на одном из участков месторождения [46].
251
Таблица 43
Технологические результаты испытания внутрипластового горения
1
2
3
4
5
6
Число
скважин
Накопленный
объем
нагнетания
10
I
4
1
2
2
27
4
21
4
8
6
389,5
64,8
118,9
8,31
26,39
46,1
1720
10,9
72
14,3
19,8
322,7
о2
5 ci
Зо,
к
Нефтеотдача, %
388,5
16,2
4
1,1
1,7
4,6
0,44
0,017
0,06
0,17
0,075
0,7
166,3
21,5
42,9
3,3
4,9
217,4
2342
3013
2768
2518
5386
170
15
14,4
68,8
77
28
41,4
7,6
30
12,9
37,54
19
45,4
13,6
13,3
15,5
52,6
* Объекты те же, что и в табл. 42.
Общие результаты заводнения и достигнутая при этом нефте-
отдача не приводятся, однако указывается, что к началу приме-
нения влажного горения остаточная нефтенасыщенность пласта
оценивалась величиной порядка 30 % (± Ю %).
Четыре добывающие скважины располагались примерно
в 320 м от нагнетательной. Скважины эксплуатировались до чи-
стой воды и перед началом опытных работ простаивали уже в те-
чение 2—3 лет.
Горение было начато в мае 1963 г., после чего в течение 34 сут
в пласт закачивался один воздух с расходом 28 тыс. м3/сут.
В июне 1963 г. процесс был переведен на режим влажного горе-
ния. Закачка водовоздушной смеси в нагнетательную скважину
продолжалась до октября 1965 г., затем из-за резкого снижения
приемистости нагнетание рабочих агентов разделили: воздух
закачивали в оценочную скважину, расположенную в 45 м от
нагнетательной, а воду — в нагнетательную. Средний водо-
воздушный фактор составлял 7,5-10 3 м3/м3. Темп нагнетания
воздуха также был высоким — более 40 тыс. м3/сут. Давление
нагнетания составляло 23 МПа.
Добыча нефти за счет влажного горения составила 13,4 тыс.м3,
а средний дебит нефти реагирующих скважин —13,5 м3/сут. Сум-
марная закачка воздуха равна 40,7 млн. м3.
Согласно анализу кернов из скважин, расположенных на рас-
стоянии 45 и 90 м от нагнетательной, был сделан вывод, что
фронт горения продвинулся на расстояние порядка 90 м, а сред-
ний охват пласта горением по толщине составляет 80 %. Удель-
ное количество сгорающей нефти равно примерно 15 кг/м3 пласта
(13—15 % от начальной насыщенности).
К концу 1965 г. коэффициент извлечения нефти на опытном
участке достиг 43 % от запасов нефти к началу осуществления про-
252
цесса. Было принято решение о расширении программы примене-
ния влажного горения на месторождении Слосс. Эта программа
реализована на площади 388,5 га и была самой крупной из извест-
ных программ третичных методов добычи нефти. Как и на опыт-
ном участке, система размещения скважин была площадной
пятиточечной. Всего было десять элементов, плотность размеще-
ния скважин на большинстве из них составляла 32 га/скв. Два
элемента из упомянутых были объединены. Программа испытаний
включала 9 нагнетательных и 27 добывающих скважин.
, Средний темп нагнетания воздуха составлял 250 тыс. м3/сут,
или 28 тыс. м3/сут в расчете на одну нагнетательную скважину.
После создания фронта горения его постепенно увеличивали
в течение месяца. В дальнейшем в призабойной зоне сильно по-
вышалось сопротивление и скважины практически не принимали
воду. Поэтому сравнительно длительный период (примерно 8 мес.)
в пласт закачивали только воздух.
Нагнетание воды было начато в ноябре 1967 г. Накопленный
водовоздушный фактор за 4,5 года составил 4,4 ИО-3 м3/м3.
Всего в пласт в период осуществления влажного горения было
закачано 1,72 млн. м3 воды. Затем 2,5 года осуществлялось обыч-
ное заводнение.
Перед началом опытных работ нефть давали только шесть
скважин с суммарным дебитом 51, 7 м3/сут. Все остальные сква-
жины были обводнены и закрыты. По оценкам, за счет продолже-
ния заводнения можно было бы получить максимум 19,1 тыс. м3
нефти.
Максимальный отбор нефти был достигнут на стадии осуще-
ствления влажного горения в 1968 г. и составил 87,5 м3/сут.
За период осуществления процесса горения (4,5 года) из за-
лежи было добыто 102,8 тыс. м3 нефти. С учетом добычи нефти
из опытного участка к началу реализации расширенной про-
граммы общий отбор нефти составил 116,2 тыс. м3 нефти. В ра-
счете на эту добычу воздухонефтяной фактор составил 3700 м3/м3.
> В результате применения влажного горения с учетом добычи
при заводнении из залежи было извлечено 179,7 тыс. м3 нефти,
т. е. 19,1 % от остаточных после заводнения запасов нефти. На-
копленный воздухонефтяной фактор составил 2390 м3/м3.
Объемный коэффициент охвата пласта горением был значи-
тельно ниже 50 % из-за трудностей регулирования процесса при
площаДной системе размещения скважин. В то же время наблю-
далось' перемещение высокотемпературных зон на значительные
расстояния (до 360 м).
В целом результаты работ на месторождении Слосс дают
весьма важный обнадеживающий материал о возможности эф-
фективного применения влажного горения для доразработкн
месторождения маловязких нефтей после их частичного заводне-
ния.
Интересные результаты былк получены и на месторождении
Суплаку де-Барку (Румыния). Здесь на пятиточечном элементе
253
с плотностью размещения скважин 0,5 га/скв в 1966 г. был на-
чат процесс сухого внутрипластового горения. При этом дебиты
отдельных скважин увеличивались от 2—5 до 90—100 м3/сут.
В 1967—1971 гг. горение осуществлялось на восьми новых участ-
ках площадью около 4 га каждый.
Средний удельный расход воздуха при осуществлении сухого
горения на первоочередном опытном участке составлял около
2200 м3/т. Начатая в июне 1973 г. закачка воды наряду с возду-
хом, позволила уже к октябрю 1973 г. уменьшить удельный рас-
ход воздуха до 1700 м3/т. Нефтеотдача за фронтом горения со-
ставляла 45—50 % от запасов.
В 1971 г. испытания влажного горения были начаты на место-
рождении Беллевью (США). Опытный участок площадью 4 га
представлял собой четыре семиточечных элемента. За период раз-
работки с 1921 до марта 1971 г., несмотря на применение различ-
ных методов интенсификации добычи, нефтеотдача по опытному
участку составляла всего лишь 5°/о- За два первых года испыта-
ний в пласт было закачано 118,9 млн. м3 воздуха и 72 тыс. м3
воды. Накопленная добыча нефти за этот период достигла
40,4 тыс. т, что составляло 13, 65 % от запасов нефти на начало
процесса. Воздухонефтяной фактор составил 2768 м3/м3.
В нашей стране первый промысловый опыт применения влаж-
ного горения был начат на залежи, содержащей нефть повышен-
ной вязкости, где, как известно, тепловые методы воздействия
дают наибольший эффект. В качестве объекта для испытаний
влажного горения была выбрана залежь горизонта ПКв площади
Хоросаны месторождения Балаханы — Сабунчи — Романы. Опыт-
ный участок расположен в северо-западной части площади
Хоросаны. Его геолого-промысловая характеристика приведена
ниже.
Коллектор .....................................................Песчаник
Глубина залегания	кровли пласта,	м.......................... 250—300
Площадь опытного	участка, га.................................. 9,26
Толщина пласта, м:
общая ......................................................... 57
эффективная нефтенасыщенная.................................. 35,4
Проницаемость, мкм2 ........................................... 0,53
Нефтенасыщенность, %:
начальная ..................................................... 80
текущая на I/IV 1973	г....................................... 71
Вязкость нефти, мПа-с............................................ 136
Нефтеотдача на 1/IV 1973 г., %............................... 11,4
Разработка залежи горизонта ПКВ в районе опытного участка
была начата в 1930 г. на режиме растворенного газа с переходом’
в дальнейшем на гравитационный режим с весьма невысоким rti
254
Рис. 84. Изменение во времени технологических показателей разработки опытного
участка месторождения Балаханы—Сабунчи—Романы (площадь Хоросаны, гори-
зонт ПК) при влажном внутрипластовом горении.
<2ВОЗ — закачка воздуха; <?н — добыча нефти; <?в — содержание воды в продукции; <?зв—
закачка воды; пн — число нагнетательных скважин
темпами отбора нефти, составляющими в среднем около 0,3 %
в год от начальных балансовых запасов нефти.
К началу опытных работ участок эксплуатировался 16 добы-
вающими скважинами, расположенными тремя рядами вокруг
нагнетательной скважины на расстоянии соответственно 60, 130
и 180 м с дебитами 0,3—1,4 т/сут.
Промысловые испытания были начаты в апреле 1973 г. и осу-
ществлялись в два этапа. На первом в пласте был создан фронт
горения, который в течение 1973 г. поддерживался нагнетанием
в пласт только воздуха, т. е. осуществлялся процесс сухого горе-
ния. В конце декабря 1973 г. была начата пробная, а с марта
1974 г. — регулярная закачка воды вместе с воздухом.
Пластовое давление в районе первого ряда добывающих сква-
жин увеличилось от 0,58 до 2—2,5 МПа, что позволило перевести
реагирующие скважины на фонтанирование.
Добыча нефти из добывающих скважин опытного участка воз-
росла от 13,4 до 20 т/сут (рис. 84).
Воздухонефтяной фактор изменялся от 1500 до 2360 м3/т при
среднем значении 1840 м3/т.
Нагнетание вместе с воздухом воды повысило текущую до-
бычу нефти до 30 т/сут, которая более чем в 2,5 раза выше исход-
ной добычи. При этом дебиты нефти отдельных скважин возросли
в 10—15 раз, а темп отбора нефти возрос от 0,17 до 2 % в год от
начальных балансовых запасов нефти. Текущая нефтеотдача за
период промысловых испытаний увеличилась от 11,4 до 25%.
При реализации влажного горения текущее водовоздушное
255
отношение изменялось от 0,0005 до 0,025 м3/м3. Накопленное во-
довоздушное отношение составляет 0,0018 м3/м3. Всего в пласт
за период промысловых испытаний закачано 41, 6 млн. м3 воздуха
и 73,6 тыс. м3 воды. Переход к реализации влажного горения
позволил в.2,5 раза уменьшить по сравнению с сухим горением
воздухонефтяной фактор, который снизился до 700—1000 м3/т.
Анализ керна из оценочной скважины, пробуренной в выж-
женную зону, показал, что распространение фронта горения опре-
деляется слоистой неоднородностью пласта. Было установлено,
что собственно процессом горения охвачено 32,2 % от общей эф-
фективной толщины пласта. Охват пласта тепловым воздействием
за счет послойного перемещения фронта горения составляет
84 % от общей эффективной толщины пласта. Коэффициент вы-
теснения нефти в выжженных прослоях с учетом ее затрат на
осуществление процесса составляет 80,5%, а в прослоях, примы-
кающих к ним, — 57,3 %.
За счет теплового воздействия в значительной мере умень-
шается негативное влияние слоистой неоднородности пласта на
его нефтеотдачу.
В 1978 г. было завершено создание основного элемента рядной
системы — линейного теплового фронта. Объем нагнетания воздуха
в эти скважины составлял около 10 тыс. м3/сут, а воды— 10 м3/сут.
С 1981 г. осуществляется крупный промышленный опыт внутри-
пластового влажного горения на месторождении Каражанбас.
Нагнетание осуществлялось вначале через три скважины, а затем
через 35. Объем нагнетаемого в пласт воздуха превышает
80 млн. м3/год, а добыча нефти за счет метода — 100 тыс. т/год.
Эффективность процесса на месторождении установлена по техно-
логическим показателям.
Недостатки, ограничения, проблемы. Метод внут-
рипластового горения сопряжен с большими недостатками. Из-за
высокой температуры выходящих газов возникает необходимость
решения сложных технических проблем по охране окружающей
среды, утилизации продуктов горения, обеспечению безопасного
ведения работ, предотвращению выноса песка из скважин, обра-
зованию песчаных пробок, водонефтяных стойких эмульсий, кор-
розии оборудования, возможности проявления гравитационных
эффектов, снижающих охват пласта тепловым воздействием, и др.
Для реализации внутрипластового влажного горения в мало-
проницаемых пластах требуется бурение нагнетательных сква-
жин-дублеров для раздельного нагнетания воздуха и воды, так
как при совместной их закачке резко снижается приемистость
(в 4—10 раз).
Метод внутрипластового горения — один из наиболее сложных
по своему механизму, условиям реализации, моделированию и про-
гнозу возможной эффективности.	j
Неравномерное выгорание пласта сильно изменяет его свой-.'
ства, что усложняет применение в дальнейшем каких-либо других^
методов извлечения остаточной нефти.	•
256
Будущее метода. Масштабы применения в будущем будут
сдерживаться в основном сложностью его технической реализации,
а также техническими трудностями обеспечения безопасности
и управления охвата пласта процессом.
Эффективность и управляемость метода внутрипластового горе-
ния можно существенно повысить, добавляя к нагнетаемой водо-
воздушной смеси определенные агенты, катализаторы, добавочное
топливо (жидкое или газообразное), изменяя режим и системы на-
гнетания рабочих агентов (воды и воздуха) в пласт (циклическое
воздействие) с целью сокращения удельного расхода воздуха и по-
вышения теплового воздействия на пласт.
При повышенных водовоздушных отношениях метод влажного
горения переходит в другие модификации внутрипластового горе-
ния с заводнением. Фронт горения может прекратить существова-
ние, а закачиваемый кислород воздуха будет поступать в зону
насыщенного пара, вступать в экзотермические реакции с нефтью
и поддерживать так называемое сверхвлажное горение.
При сверхвлажном горении достигаются существенная интен-
сификация теплового воздействия на пласт, а также значительное
сокращение затрат воздуха на добычу нефти. Для поддержания
сверхвлажного горения требуются небольшие затраты топлива
(5—10 кг на 1 м3 пласта), что имеет важное значение для пластов,
содержащих маловязкую нефть.
Периодическое изменение режимов нагнетания рабочих аген-
тов в пласт, т. е. периодическое изменение водовоздушного отно-
шения, дает возможность качественно изменять характер переме-
щения по пласту фронта горения. При такой технологии процесс
вытеснения можно существенно интенсифицировать за счет про-
дуктов дистилляции нефти и ее низкотемпературного окисления.
Применение внутрипластового горения в карбонатных коллек-
торах сопряжено с трансформацией этого метода в метод вытес-
нения нефти СО2, образующимся при диссоциации карбонатов,
или с существенным использованием этого продукта для извлече-
ния нефти.
Важным направлением совершенствования технологии внутри-
пластового горения представляется также его сочетание с другими
методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому в будущем
метод внутрипластового горения будет развиваться в этих напра-
влениях.
Вытеснение нефти паром
Вытеснение нефти паром — наиболее распространенный метод
увеличения нефтеотдачи пластов, так как при вытеснении высоко-
вязких нефтей он обладает явными преимуществами перед дру-
гими методами.
Механизм процесса. В этом процессе пар нагнетают
с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вяз-
костью нефти через специальные паронагнетательные скважины,
17 Заказ № 281
257
Рис. 85. Распределение температуры Т
и насыщенности S по длине однород-
ного образца L при вытеснении нефти
паром.
Зона: I — дистилляции нефти; II — конден-
сации легких фракций нефти и пара; III —
конвективного прогрева пласта и объем-
ного расширения нефти
расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий
большой теплоемкостью — более 5000 кДж/кг — в 3—3,5 раза
выше горячей воды при 230 °C, вносит в пласт значительное коли-
чество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта
и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение
всех насыщающих пласт агентов — нефти, воды, газа. В пласте
образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре,
насыщению и характеру вытеснения (рис. 85).
1.	Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой,
изменяющейся от температуры пара до температуры начала кон-
денсации (400—200°C),в которой происходят экстракция из нефти
легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их
паром по пласту, т. е. совместная фильтрация пара и легких фрак-
ций нефти.
2.	Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется
от температуры начала конденсации (200 °C) до пластовой, а горя-
чий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет лег-
кие фракции и нефть.
3.	Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная
тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти
пластовой водой.
Зоны пара и горячего конденсата по мере продолжения про-
цесса расширяются, а третья зона с начальной пластовой темпера-
турой сокращается. В конечном счете зона горячего конденсата,
а затем и зона пара могут достигнуть добывающих скважин. Тогда
горячая вода и пар прорываются в скважины и извлекаются
с нефтью на поверхность. После этого продолжение процесса на-
гнетания пара практически нецелесообразно.
При нагреве пласта происходят дистилляция нефти, снижение
вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, измене-
ние фазовых проницаемостей, смачиваемости пласта и подвижно-
стей нефти и воды и др.
Основную долю эффекта вытеснения нефти (40—50 %) обеспе-
чивает снижение вязкости нефти, затем — дистилляция нефти и из-
258
менение подвижностей (по 18—20 %) ив меньшей мере — расши-
рение нефти и смачиваемость пласта.
Технология и система р а з р а б о т к и. Продвижение по
пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями,
уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы, кото-
рые пропорциональны температуре этих зон на границе с окру-
жающими породами, температуре на поверхности контакта с ними,
продолжительности контакта и др.
При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружаю-
щими породами всегда будет высокая температура, относительная
поверхность теплообмена (по отношению к объему пласта) также
будет очень большой, вследствие чего при больших расстояниях
между скважинами применение пара, как правило, неэффективно.
Поэтому для оптимальной технологии и систем вытеснения нефти
паром характерно то, что способствует сокращению потерь теплоты
и достижению более полного и равномерного прогрева всего
объема залежей.
С этой целью для этого метода выбирают нефтяные пласты
с достаточно большой толщиной (15 м и более), вскрывают их
в нагнетательных скважинах в средней части, системы размещения
скважин принимают площадные с плотностью сетки от 1—2 до
4—8 га/скв, обеспечивает максимально высокий темп нагнетания
пара с чередующейся закачкой пара и воды, после достаточного
прогрева пластов переходят на их заводнение и др.
Реализуемые проекты. Вытеснение нефти из пластов
паром получило широкое применение во всех странах, разрабаты-
вающих месторождения с высокой вязкостью нефти. Этот метод
увеличения нефтеотдачи пластов имеет определенную область при-
менения, достаточно хорошо изучен и испытан, подготовлен к про-
мышленному применению и, без сомнения, будет широко приме-
няться при наличии соответствующих экономических условий
и технических средств.
В отечественной практике опытно-промышленные работы по
закачке пара в пласты начали широко осуществляться с 60-х годов
в Краснодарском крае, на Украине и др.
Вытеснение нефти тепловой оторочкой, перемещаемой по пласту
нагнетанием вслед за паром холодной воды, было реализовано на
месторождении Оха (о. Сахалин). Эта технология обладает зна-
чительной эффективностью и теперь применяется в промышленном
объеме в достаточно широком диапазоне геолого-физических
свойств для залежей нефти в песчаниках, ранее разрабатываемых
на естественных режимах истощения (месторождения Оха, Ярег-
ское, Кенкиякское и др.) (рис. 86). Метод вытеснения нефти паром
в карбонатных коллекторах испытан незначительно.
В настоящее время метод испытывается в промышленных усло-
виях на 12 месторождениях (16 объектов разработки). Испыты-
ваются различные модификации метода: вытеснение нефти паром,
циклическое паротепловое воздействие на пласты, сочетание за-
качки пара в пласты с паротепловыми обработками призабойных
17*
259
Рис. 86. Изменение во времени технологических показателей разработки опытного
участка Кенкиякского месторождения при вытеснении нефти паром.
QB — содержание воды в продукции; QH — добыча нефти; <?пар — закачка пара; пн — число
нагнетательных скважин
зон добывающих скважин и т. д. За счет метода извлекается более
1 млн. т нефти в год.
С 1982 г. крупный промышленный проект вытеснения нефти
паром осуществляется на месторождении Каражанбас. Пар зака-
чивается в 27 нагнетательных скважин. Объем закачки пара пре-
вышает 400 тыс. т/год, а добыча нефти за счет метода — более
150 тыс. т/год. Эффективность процесса на месторождении уста-
новлена, масштабы применения метода расширяются.
В США широко применяется пар на месторождениях с высокой
вязкостью нефти. Метод позволяет извлекать более 6 млн. т нефти
в год, а совместно с пароциклическими обработками — более
12 млн. т в год.
В Венесуэле нефть при помощи вытеснения паром добывают на
месторождениях с высоковязкой нефтью в районе оз. Маракайбо
(Тиа Хуана, Боливар и др.) в объеме более 1 млн. т в год,
а совместно с пароциклическими обработками — около 7 млн. т
в год.
Эффективность технологическая и экономиче-
ская. Технологический эффект зависит от равномерности про-
грева пласта и степени использования теплоты для прогрева
пласта и жидкостей. Применение пара на месторождениях с глу-
биной залегания высокопроницаемых пластов не более 500—800 м
и вязкостью нефти выше 200—1000 мПа-с потенциально может
обеспечить конечную нефтеотдачу пластов до 50—55 % против
возможных 15—18 % при заводнении. Однако при неэффективной



технологии процесса или при неподходящих (трещиноватых,
с малой нефтенасыщенностью) объектах увеличение конечной
260
Рис. 87. Изменение среднего дебита
нефти q во времени на опытном
участке закачкн пара Кенкиякского
месторождения.
1 — средний расчетный дебит одной сква-
жины без закачки пара; 2 — фактический
средний дебит одной скважины при закачке
пара; заштрихованная область — эффект от
применения пара
нефтеотдачи пластов от применения пара может быть столь несу-
щественным, что не компенсирует даже расхода нефти на произ-
водство пара.
При сжигании 1 т нефти в парогенераторах можно получить до
13—15 т пара. На некоторых месторождениях, например Бостон
в Средней Азии, до 10 т пара расходовалось для получения
1 т нефти из пласта. Ясно, что такой процесс не может быть эф-
фективным.
При благоприятных условиях вытеснения нефти паром расхо-
дуется всего 2,5—3,5 т пара на 1 т дополнительной добычи нефти.
Такую удельную эффективность процесса вытеснения нефти паром
можно считать вполне удовлетворительной, так как за счет
1 т нефти, сожженной в парогенераторе, можно получить 4—5 т
цефти из пласта.
Технологическую эффективность метода можно увеличить за-
качкой перед паром оторочки углеводородного растворителя, если
он не вызывает выпадения асфальтенов в пласте.
Экономическая эффективность вытеснения высоковязкой нефти
паром определяется его стоимостью, ценой нефти, удельной эффек-
тивностью процесса, расходом пара на 1 т добычи дополнительной
нефти. Затраты на добычу 1 т нефти могут составлять от 15—20
до'30—50 руб.
Эффект в добыче нефти от применения пара проявляется очень
быстро, через 1—1,5 года после закачки, затем в течение 2—4 лет
поддерживается постоянным, после чего резко падает за 2—3 года
до экономического предела (рис. 87).
Недостатки, ограничения, проблемы. К недостат-
кам метода вытеснения нефти паром следует прежде всего отнести
необходимость применения высококачественной чистой воды для
парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80 %
и теплоемкостью 5000 кДж/кг. В воде, питающей парогенератор,
должно содержаться менее 0,005 мг/л твердых взвешенных частиц
и полностью должны отсутствовать органические вещества (нефть,
соли), растворенный газ (особенно кислород), а также катионы
магния и кальция (нулевая жесткость).
Обработка воды химическими реагентами, умягчение, удаление
газов, обессоливание требуют очень больших расходов, иногда
достигающих 30—35 % от общих расходов на производство пара.
261
Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева
и подхода фронта пара к добывающим скважинам сопровождается
выносом песка, а из глинистых пластов — снижением их проницае-
мости, что создает дополнительные трудности.
Отношение подвижностей пара и нефти хуже, чем отношение
подвижностей воды и нефти, поэтому охват пласта вытеснением
паром ниже, чем при заводнении, особенно в случае вязкостей
нефти более 800—1000 мПа-c. Повышение охвата пластов процес-
сом вытеснения нефти паром — одна из основных проблем, требую-
щих решения. Другая, наиболее сложная проблема при примене-
нии пара — сокращение потерь теплоты через обсадные колонны
нагнетательных скважин, которые в обычных условиях достигают
3—4 % на каждые 100 м глубины скважины.
При больших глубинах скважин (1000 м и более) потери теп-
лоты в нагнетательных скважинах могут достигать 35—45 %
и более от поданной на устье скважины, что сильно снижает эко-
номическую эффективность процесса. Термоизоляция паронагнета-
тельных труб особенно в глубоких скважинах снижает эти потери,
но при этом встречаются технические трудности. Цементация
колонны должна осуществляться до самого устья скважины. Це-
мент должен быть расширяющимся со специальными добавками
(до 30—60 % кремнезема), термостойким.
Все сказанное обусловливает основное ограничение на примене-
ние метода —глубина не более 800—1000 м. С повышением темпа
нагнетания пара потери теплоты резко снижаются.
Метод вытеснейия нефти паром практически совсем не испытан
в карбонатных коллекторах. Взаимодействие пара с карбонатными
породами будет вызывать их диссоциацию (разложение), сопро-
вождающуюся образованием углекислого газа, кальция, магния
и др. Хотя наличие углекислого газа в пласте может улучшать про-
цесс вытеснения нефти паром, не исключена возможность засоре-
ния пористой среды образовавшимися твердыми веществами, т. е.
снижения продуктивности пластов.
Будущее метода. Методу вытеснения нефти паром от-
водится роль основного, наиболее эффективного способа извлече-
ния остаточных запасов высоковязкой нефти. По своему меха-
низму и многообразию происходящих в пласте процессов при
вытеснении нефти паром этот метод может претендовать на
наиболее универсальный из всех известных для высоковязких
нефтей.
В будущем никаких радикальных изменений в технологии
метода не произойдет. Изменятся лишь меры, направленные на
повышение охвата пластов тепловым воздействием и на замену
нефти в парогенераторах низкокалорийным топливом (торф,
уголь и др.).
В США, располагающих большими запасами высоковязкой
нефти, за счет применения этого метода в будущем предполагают
извлечь более 1,3 млрд, т, т. е. до 30 % всех дополнительных за-
пасов, извлекаемых третичными методами. Потенциально методом
262
может быть извлечена большая доля известных запасов нефти,
отвечающих критериям его применимости.
Циклическое нагнетание пара
Механизм процесса. Циклическое нагнетание пара в пла-
сты или пароциклические обработки добывающих скважин либо
пароциклическую стимуляцию скважин осуществляют периодиче-
ским прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добываю-
щие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии
и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта
нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель
этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть
в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость
нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увели-
чить приток нефти к скважинам.
Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно слож-
ный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти
паром, но дополнительно происходят противоточная капиллярная
фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти
и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из
скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется
в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время
выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перерас-
пределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий кон-
денсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор
и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопрони-
цаемые слои, т. е. меняется с ней местами.
Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью
и конденсатом и является физической основой процесса извлече-
ния нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты.
Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от па-
роциклического воздействия был бы минимальным и исчерпы-
вался бы за первый цикл.
Технология пароциклического воздействия.
Технология пароциклического воздействия на пласты состоит
в следующем.
В добывающую скважину в течение двух-трех недель (макси-
мум 1 мес.) закачивают пар в объеме 30—100 т на 1 м толщины
пласта.
Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем
больше вязкость пластовой нефти и чем меньше пластовой энер-
гии имеется для ее движения.
После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в те-
чение одной-двух недель — периода, необходимого для заверше-
ния процесса тепло- и массообмена, капиллярного противотока,
перераспределения нефти и воды в пористой среде. Чем меньше
пластовой энергии в пласте, тем меньше должен быть период вы-
держки, чтобы использовать давление пара для добычи.
263
Затем скважину эксплуатируют до предельного рентабельного
дебита нефти в течение 8—12 недель. Полный цикл занимает 3—
5 мес. и более.
Вслед за первым осуществляют второй и последующие циклы
с большей продолжительностью выдержки.
Обычно всего бывает пять—восемь циклов за три-четыре года,
иногда до 12—15 циклов, после которых эффект от пароцикличе-
ского воздействия иссякает и уже не оправдывает расходов на
пар. Так как этим способом невозможно доставить теплоту на
большую глубину, сетка размещения скважин должна быть дос-
таточно плотной (не более 1—2 га/скв).
Эффективность от пароциклического воздей-
ствия на пласты выражается:
в очистке, прогреве призабойной зоны пласта, повышении ее
проницаемости, снижении вязкости нефти;
в повышении дебита скважин и их продуктивности;
в увеличении охвата дренированием призабойных зон пласта
и, за счет этого, конечной нефтеотдачи, которая может достигать
10—12 и даже 25—30 % (Боливар, Венесуэла) против 3—4 % без
воздействия паром.
В первых циклах на 1 т закачанного пара можно добывать
до 10—15 т нефти. В последних циклах это отношение снижается
до 0,5—1 т, составляя в среднем 1,5—2,5 т.
Преимущества этого метода заключаются в том, что
эффект от нагнетания пара получается сразу же (практически
с начала применения процесса) после прекращения закачки пара
в скважину.
К недостаткам метода относится то, что периодическое
нагревание и охлаждение обсадной колонны может вызвать нару-
шения этой колонны в резьбовых соединениях и цементного камня
за колонной.
Ограничения на применение пароциклической
стимуляции скважин накладывают прежде всего глубина за-
легания пласта (менее 500—800 м), его толщина (не менее 7—8м)
и пористость пласта (не менее 25 %), иначе будут большие бес-
полезные потери теплоты.
Будущее пароциклического воздействия на при-
забойные зоны пласта с высокой вязкостью нефти неразрывно свя-
зано с применением тепловых методов разработки нефтяных
месторождений.
Вытеснение нефти паром или внутрипластовым горением не
может быть эффективным без пароциклического стимулирования
скважин, без обеспечения нормальных условий притока нефти
в добывающих скважинах. В условиях совместного применения
тепловых методов разработки месторождений с пароциклическим
стимулированием добывающих скважин значительная доля эф-
фекта (до 40—50 %) по праву будет принадлежать пароцикличе-
ским обработкам скважин.
Такое сочетание вытеснения нефти паром и пароциклической
стимуляции добывающих скважин наиболее широко применялось
на месторождениях Керн Ривер, Сан Адро, Вайг Вольф с высокой
вязкостью нефти (Калифорния, США). Нефтяные пласты этих
месторождений залегают на глубине 200—600 м. Толщина пласта
составляет 25—70 м, вязкость нефти — более 3000 мПа-c. Геологи-
ческие запасы оцениваются в несколько миллиардов тонн. С сере-
дины 60-х годов на месторождениях Калифорнии применяются вы-
теснение нефти паром и пароциклические обработки более
2500 скважин в год. За счет этих двух методов извлекаемые за-
пасы нефти увеличиваются до 35—37 % от геологических.
На месторождениях с малой толщиной пластов, с трещинова-
тыми пластами и другими условиями, неблагоприятными для теп-
ловых методов разработки, пароциклическая стимуляция добываю-
щих скважин будет применяться самостоятельно (без применения
других методов воздействия).
IX. Извлечение углеводородов из битуминозных песков
и горючих сланцев шахтным способом
В перспективе новые нефтяные месторождения будут откры-
ваться в труднодоступных районах (глубоководные шельфы, зоны
вечной мерзлоты и т. д.), где расходы на добычу нефти во много
раз больше, чем в районах с благоприятными условиями. В связи
с этим в последние 10 лет в мире получили развитие следующие
основные тенденции.
1.	Экономия нефти и повышение эффективности ее использова-
ния во всех сферах потребления.
2.	Повышение степени извлечения нефти из недр на разрабаты-
ваемых месторождениях.
3.	Получение жидких углеводородов из битуминозных песков,
горючих сланцев и угля. Это — одно из перспективных направле-
ний удовлетворения потребностей в нефти в будущем.
Свойства и запасы тяжелых нефтей, битумов и сланцев
Тяжелые нефти, битумы и горючие сланцы занимают нижнюю
часть шкалы углеводородов (табл. 44) и обладают следующими
признаками:
в естественном виде в пластах неподвижны совсем или мало-
подвижны;
высокое содержание серы, редких элементов (ванадий, никель
и др.) и асфальтеносмолистых компонентов;
практически полное отсутствие газа в пластах;
плотность близка к 1000 кг/м3, вязкость более 1000 мПа-с;
эффективная разработка их возможна только с использованием
теплоты или горячих агентов, т. е. термическими методами.
265
Таблица 44
Значения плотностей и вязкостей углеводородов
Углеводород	Вязкость, мПа-с	Плотность, кг/м3
Природный газ	0,01	>10
Конденсат, летучие, легкие нефти Нефти:	0,3—1	600—700
маловязкие	1—10	750—850
средиевязкие	10—50	850—890
высоковязкие	50-1000	890—980
Тяжелые нефти (75 % масел): *	1000—20000	960—980
мальты (40—75 % масел) *	20000—100000	960-1000
асфальты (25—40 % масел) *	100000	1000—1050
асфальтиты (15—20 % масел) *	Пластичные	1050-1100
Сланцы	Твердые	1000—1100 и более
* Остальное — смолистые компоненты.
Природные битумы распространены во многих странах. Потен-
циальные геологические запасы их во всем мире оцениваются
в 250—300 млрд. т. Извлекаемые запасы нефти составляют более
40 млрд. т.
Уникально по запасам битума (120 млрд, т) месторождение
Атабаска в Канаде. Значительными ресурсами тяжелой нефти
в долине р. Ориноко (более 50 млрд, т) обладает Венесуэла.
В СССР наиболее крупные запасы битумов выявлены в Волго-
Уральской провинции. Запасы битумов Татарии оцениваются в не-
сколько млрд. т.
В Восточной Сибири известны также крупные скопления при-
родных битумов (Оленекское, Силихир-Мархинское месторо-
ждения).
Наиболее крупные запасы горючих сланцев сосредоточены
в Северной Америке и Бразилии. Запасы сланцев в бассейне
р. Грин Ривер, в Скалистых горах (США) на площади 44 тыс. км2
я:	превышают 200 млрд. т.
В СССР выявленные запасы горючих сланцев превышают 5—
6 млрд, т, а потенциальные — более 100 млрд, т в районе Средней
Волги, Тимано-Печорской провинции, Эстонии и др.
Возможны три принципиально отличных метода разработки
залежей тяжелых нефтей, битумов и горючих сланцев.
1.	Карьерная разработка (открытая).
2.	Шахтная разработка с подъемом породы на поверхность
(прямая).
3.	Шахтная дренажная разработка — извлечение углеводородов
при помощи скважин или других дренажных каналов, проведен-
ных из подземных горных выработок (непрямая).
266
Шахтная добыча тяжелых нефтей и битумов
Шахтный способ добычи нефти — древний способ. Промышлен-
ное применение он получил на следующих месторождениях: Ярег-
ском (СССР), Пешельбронн (Франция), Витце (ФРГ), Кэмпина
и Сарате-Монтеору (Румыния), Хагишияма (Япония) и др.
На месторождении Пешельбронн в XVIII—XIX вв. было по-
строено более 30 шахт глубиной до 400 м. За 200 лет разработки
добыто 1,1 млн. т нефти. На месторождении Витце шахтная
добыча нефти проводилась с 1920 по 1953 г. За 33 года добыто
765 тыс. т нефти. Из всей добытой шахтным способом нефти
72% получено дренированием выработками, 28 %—выемкой
песка с последующей промывкой. Положительные результаты до-
бычи нефти шахтным способом при помощи, дренажных вырабо-
ток и скважин были получены на месторождении Сарате-Монте-
ору в Румынии, где шахтная добыча велась с 1930 г. Годовая до-
быча нефти в 1933 г. достигла 15800 т. Попытка применения под-
земного способа разработки имела место и на месторождении
Кэмпина.
Шахтная добыча нефти на месторождении Хагишияма в Япо-
нии была начата в 1940 г. В 1945 г. годовая добыча нефти достигла
59 т, всего было добыто более 25 тыс. т. нефти. Попытки приме-
нения шахтной разработки имели место на месторождениях тяже-
лых нефтей в Австралии, Чехословакии, Польше и др.
Опытные работы по шахтной разработке нефтяных месторожде-
ний проводились в США в штатах Калифорния, Колорадо и др.
В настоящее время очистная шахтная и карьерная разработка
битуминозных пластов проводится на площади 700 га месторожде-
ния Керн Ривер.
На залежи тяжелой нефти Милдред Лейк (Канада) закончена
первая стадия применения внутрипластовой технологии с использо-
ванием шахт.
В России добыча нефти при помощи колодцев, штолен и шахт
применялась на многих месторождениях с конца прошлого века.
Глубина колодцев достигала 200 м. Начальные дебиты отдельных
колодцев достигали 25 т нефти в сутки. В 1915 г. в эксплуатации
находилось до. 15 тыс. колодцев. Максимальная добыча нефти из
колодцев была достигнута в 1913 г. (300 тыс. т).
Добыча природного битума при помощи штолен осуществля-
лась в СССР с 1913 по 1943 г. На Шугуровском месторождении
в Татарии были сооружены четыре штольни и завод по перера-
ботке битуминозного песчаника производительностью до 500 тыс. м3
в год.	
Технология термошахтной разработки тяжелых нефтей (битумов)
Шахтно-дренажные методы разработки тяжелых нефтей и биту-
мов без подъема породы на поверхность требуют бурения боль-
шого числа скважин с расстоянием между ними 5—20 м, так как
267
Рис. 88. Извлекаемость нефтей т>
в зависимости от плотности сетки
скважин S и метода воздействия.
/ — извлечение газа, ц=0,01 мПа*с; 2 ~~
заводнение, ц=1—10 мПа«с; 3~ заводне-
ние, д=20—50 ыПа-с; 4— тепловое воз-
действие, ц=200—1000 мПа-с; 5 — заводне-
ние, ц=200—1000 мПа-c; 6 — тепловое воз-
действие, |1=104—10е мПа-с; 7 — заводиеине,
р.= 10*—106 мПа-c; заштрихованная пло-
щадь — область, в которой возможна шахт-
ная добыча нефти
редкие сетки не позволяют эффективно дренировать пласты с вы-
соковязкой и тяжелой нефтью. Необходимое уплотнение сетки
скважин при глубине залегания продуктивного пласта более 100—
200 м становится экономически рентабельным только при бурении
их из шахт.
При высокой температуре тяжелые нефти становятся средне-
и маловязкими (10—15 мПа-c), а извлекаемость их с одновре-
менным уплотнением сетки скважин может даже превышать из-
влекаемость средневязких нефтей при заводнении (рис. 88). Про-
блема заключается лишь в равномерном прогреве всего объема
пласта. Из рис. 88 видно, что для тяжелых нефтей и битумов
только плотные сетки скважин (0,01—0,05 га/скв или 50—
100 скв/га) позволяют достигнуть равномерного прогрева и доста-
точно высокой извлекаемости (25—50 % )•
Термошахтная дренажная разработка тяжелых нефтей про-
кладкой шахт, бурением из них скважин и взаимодействием на
пласт теплотой была реализована на Ярегском месторождении
(СССР). Продуктивный пласт этого месторождения средней тол-
щиной 26 м представлен кварцевыми песчаниками, залегающими
на глубине 200 м. Проницаемость составляет 0,5—5 мкм2 (в сред-
нем 3,17 мкм2), температура 279—281 К, пористость 26 %, нефте-
насыщенность 87 % от объема пор, вязкость нефти 15 000—
20 000 мПа-c, плотность 945 кг/м3.
В истории разработки месторождения выделяются три этапа..
1.	Опытная разработка с поверхности земли участка пло-
щадью 43 га 69 скважинами при расстоянии между ними 70—100 м.
Коэффициент нефтеотдачи пласта за И лет разработки был не-
значительным.
2.	Шахтная дренажно-скважинная разработка на естественном
режиме (за счет гравитации) без нагрева пласта при различных
системах расположения скважин, с расстояниями между забоями
12—20 м и длиной стволов 50—200 м. Этим способом была охва-
чена площадь около 1500 га, на которой пробурено более 115 тыс.
скважин.
Разработка месторождения была экономически рентабельной^
но нефтеотдача за 18—20 лет разработки была незначительна.
268
a
Рис. 89. Схема двухгоризонтпой системы термошахтиой разработки Ярегского
месторождения.
а — план; б — разрез; 1 — условная граница блока; 2 — добывающая скважина; 3 — буровая
камера; 4 — штрих; 5 — нагнетательная скважина; 6 — блок; 7 — добывающая галерея
3.	С 1968 г. на месторождении началось испытание различных
систем, технологий и технических решений теплового воздействия
на пласт из шахт. Это позволило создать эффективные способы
термошахтной дренажно-скважинной разработки (рис. 89):
1)	в породах на 20—30 м выше кровли пласта создают сеть
горных выработок, из которых в нефтяной пласт бурят наклонные
паронагнетательные скважины;
2)	с надпластового горизонта в подошву нефтяного пласта про-
водят спаренные наклонные выработки, оканчивающиеся кольце-
выми галереями. Из галерей бурят радиально пологовосходящие
добывающие скважины длиной от 100 до 250 м, охватывающие
площадь 10—15 га;
3)	закачку пара в нагнетательные скважины проводят цикли-
чески под давлением 2—3 МПа.
На месторождении применяются и другие системы термошахт-
ной добычи нефти с различным расположением паронагнетатель-
ных и добывающих скважин.
Промышленный опыт термошахтной добычи
тяжелых нефтей и битумов
Наибольший промышленный опыт применения термошахтной
добычи нефти накоплен в СССР на Ярегском месторождении, где
в течение 10 лет успешно действуют три шахты.
Под тепловым воздействием находится участок залежи пло-
щадью 225 га. Эта площадь разрабатывается 15 уклонными бло-
ками, в которых действуют 4192 добывающие и 11 795 паронагне-
тательных скважин. За счет теплового воздействия добыто
269
Рис. 90. Схема проекта процесса тер-
мошахтной добычи нефти на место-
рождении Керн Ривер.
I — пар; II — добывающая жидкость; III —
газ; 1 — скважины; 2 — шахтный ствол; 3 —
буровая камера; 4 — насос; 5 — зумпф
3,2 млн. т нефти. Текущая нефтеотдача пласта разрабатываемого
поля составляет 27 % от балансовых запасов. На двух уклонных
блоках, находящихся в эксплуатации восемь лет, достигнутая
нефтеотдача составляет уже 50 %, и эти участки продолжают
эксплуатироваться.
Удельный расход пара снизился с начального 5,5 до 2,74 т/т,
а на отдельных участках — до 2 т/т. В пласт закачивается
3,3 тыс. т/сут пара и добывается 1,2 тыс. т/сут нефти. В 1982 г.
термошахтная добыча нефти в стране составила 415 тыс. т. Пред-
полагается увеличить ее после реконструкции существующих и
ввода в действие трех новых высокомеханизированных шахт.
Удельные капитальные вложения в добычу нефти термо-шахтным
способом вдвое ниже, чем в добычу угля шахтным способом, в пе-
ресчете на эквивалентное топливо.
В настоящее время самые крупные проекты по разработке
битуминозных песков осуществляются в Канаде. На месторожде-
нии Атабаска в провинции Альберта реализованы два крупных
проекта карьерной разработки и термощелочной переработки биту-
минозных песков на наземных установках. Другие крупные про-
екты с использованием открытых разработок и внутрипластовых
технологий извлечения битумов месторождения Атабаска на-
ходятся в стадии планирования и подготовки. Предполагается, что
к концу 90-х годов из битуминозных песков будет извлекаться до
50 млн. т синтетической нефти.
В настоящее время в провинции Альберта осуществляется около
15 пробных испытаний разных внутрипластовых технологий по
разработке битуминозных песков. Имеется проект процесса термо-
шахтной добычи нефти на месторождении Керн Ривер (Калифор-
ния, США) (рис. 90).
В СССР разработана программа извлечения нефти из битуми-
нозных пород и проводятся промысловые опыты по испытанию
внутрипластовых скважинных технологий (пар, горение).
Разработка битуминозных песков шахтным внутрипластовым
270
способом при затратах на производство битуминозной нефти 75—
100 дол/м3 представляется вполне реальной.
Недостатки шахтной и термошахтной техноло-
г и и разработки заключаются в том, что на всех фазах ее реали-
зации людям приходится работать под землей. Автоматизация
процесса не может полностью исключить эту необходимость.
В связи с этим требуются большие затраты на вентиляцию под-
земных горных выработок. Требуется также предпринимать осо-
бые меры по исключению возможности образования взрывоопас-
ной обстановки в шахте. Затраты на эти цели могут достигать
15—20 % от общих расходов на добычу нефти.
Технология шахтной разработки горючих сланцев
с извлечением углеводородов на поверхности
Промышленное использование горючих сланцев как топлива
впервые началось во Франции в середине XIX в., а позднее
и в других странах.
Основным направлением промышленного использования горю-
чих сланцев в настоящее время считается извлечение ценных угле-
водородов — нефти, газа — термическим разложением (декомпо-
зицией) сланцев при 450—550 °C в результате пиролиза или ритор-
тинга.
Выход и качество этих ценных углеводородов из сланцев зависят
от свойств самих сланцев и в очень большой степени от условий
процесса их термического разложения (давление, расходы воздуха,
газа, пара, добавка водорода, размеры кусков сланца и др.).
Пиролиз сланцев может проводиться в специальных ретортах, по-
строенных на поверхности земли или внутри пласта. Поверхност-
ный процесс пиролиза сланцев требует, естественно, шахтной до-
бычи и подготовки их в полном объеме для ритортинга. Внутри-
пластовый процесс пиролиза требует значительно меньшего объема
шахтного извлечения сланцев (не более 20—30 % ).
Процесс термического разложения сланцев осуществляется на-
гревом их или сжиганием части сланцев в реторте — прямой
ритортинг (директ)—либо контактом их с газообразным или
твердым теплоносителем (газ, пар, керамические шарики, остаточ-
ная зола)—непрямой, косвенный ритортинг (индирект).
В настоящее время известны и в различной степени испытаны
более десяти поверхностных процессов ритортинга с различными
условиями нагрева сланцев.
Для любого известного процесса ритортинга требуется подго-
товка сланца — дробление на куски размером менее 4—5 см и сор-
тировка их по фракциям. *
В ретортах Галотер (СССР), Тоско (США), Лурги (ФРГ) ис-
пользуется твердый теплоноситель, в ретортах Петросикс (Брази-
лия) и Юнион (США) в качестве теплоносителя используется
горючий газ, а в поверхностных ретортахКивитер (СССР),Парахо,
Супериор и Юнион (США)—процесс горения с дополнительным
271
вводом горячего газа. Реторты, работающие на твердом теплоноси-
теле, требуют более мелкого измельчения сланца (до 1—2 см).
В ретортах, работающих по принципу прямого пиролиза (горение),
используется крупнокусковой сланец (до 4—10 см).
Все эти поверхностные процессы ритортинга сланца являются
потенциально промышленными, но наибольшей производительно-
стью по сланцу (более 1000 т/сут) характеризуются процессы в ре-
тортах Галотер, Кивитер, Петросикс, Юнион и Тоско. Остальные
реторты, с меньшей производительностью (Парахо — 225, Супе-
риор — 225 и Лурги—11 т/сут), пока опытно-промышленные.
Технология внутрипластового извлечения
углеводородов из сланцев
Сложность термической декомпозиции сланцев в наземных
ретортах, большие затраты на добычу, дробление и транспортиро-
вание породы, проблема охраны окружающей среды привели
к идее о внутрипластовом ритортинге сланцев.
Внутрипластовые методы ритортинга также требуют дробления
сланцев или создания в пласте достаточно интенсивной искус-
ственной трещиноватости. Для нагревания пласта до 450—550 °C
можно также использовать внутренний (процесс горения в пласте)
или внешний (закачка горячих агентов, например, пара или воз-
духа) источник теплоты. Оба этих процесса технически реальны,
но эффективность их зависит от степени дробления сланца и искус-
ственно созданной связи по объему сланцевого пласта между
точками нагнетания рабочего агента и отбора продуктов реакции.
Для создания искусственной трещиноватости в сланцах испы-
тывали различные методы: гидроразрыв пласта и последующая
детонация в пласте закачанных жидких и гранулированных твер-
дых взрывчатых веществ, электропробой, термическое растрески-
вание и ядерные взрывы.
Известно несколько внутрипластовых процессов ритортинга
сланца — «Оксидентэл», «Малти Минерал», «Геокинетикс», «Ик-
вайти» и др. Но с шахтной добычей сланцев связаны только пер-
вые два процесса. Для ритортинга сланцев по методу «Оксидентэл»
шахтным способом извлекается от 20 до 30 °/о сланца из подшвы
будущей подземной реторты, который используется в поверхност-
ных ретортах. Из образовавшейся камеры бурят вертикальные
скважины глубиной 30—45 м, при помощи которых производятся
взрывы продуктивного пласта. После взрыва полость плотно за-
полняется раздробленным сланцем, и ее можно использовать как
подземную реторту. В верхнюю часть полости закачивают горю-
чее (газ) и воздух и инициируют процесс горения. Фронт горения
перемещается вниз. Продукт переработки керогена стекает в ниж-
нюю часть полости, откуда его отбирают вместе с потоком газо-
образных продуктов на поверхность (рис. 91). Предполагается,
что степень извлечения искусственной нефти будет низкой (менее
272
Рис. 91. Схема процесса внутрипластового получения искусственной нефти из
горючих сланцев («Оксидентэл»).
•а — подготовка подземной реторты; б — основные зоны в действующей реторте; / — воздух+
Ч-пар; II— нефтЫ-вода; 111 — газ; 1 — сланцы; 2— перекрывающие породы; 3 — скважины
для взрыва сланцев; 4 — выработанная зона; 5—штрек; Г — отработанные сланцы; 2'~
горение; 3' — процесс перегонки; 4' — нагрев сланцев и конденсация нефти; 5' — раздроб-
ленный сланец
20 %), а газ — тощий. Существуют различные модификации этого
процесса.
Внутрипластовый процесс «Малти Минерал» осуществляется
в три этапа и предусматривает, помимо извлечения жидких угле-
водородов из сланцев в вертикальной подземноц реторте (этап II),
предварительное извлечение полезных компонентов (даусонит, нах-
колит) (этап I), а затем после ритортинга выщелачивание из оста-
точной зоны кальцинированной соды и окиси алюминия (этап III).
В процессе «Геокинетикс» предусматривается создание гори-
зонтальной подземной реторты в неглубокозалегающих тонких пла-
стах предварительным дроблением сланца при помощи взрывов,
осуществляемых через скважины, пробуренные с поверхности. Через
нагнетательные скважины в пласте инициируется процесс горения,
а закачкой воздуха и пара фронт горения перемещается горизон-
тально по пласту. Нефть и газ отбираются через добывающие
скважины. Предполагается извлечение из сланцев до 50 % нефти.
Процесс «Иквайти» представляет собой способ разработки
сланцев, заключенных в карбонатных пористых проницаемых поро-
дах, без шахтных работ и дробления сланцев. Способ предусматри-
вает закачку нагретого пара в сланцевый пласт через нагнетатель-
ные скважины, удаление бикарбоната натрия выщелачиванием,
затем закачку горячего газа или пара при температуре до 400 °C
и давлении до 10 МПа и извлечение углеводородов через добываю- -
щие скважины.
18 Заказ № 281
273
Промышленные проекты и эффективность извлечения
углеводородов из горючих сланцев
Опытно-промышленные испытания показали принципиальную
возможность извлечения жидких углеводородов из нефтяных слан-
цев как в наземных ретортах, так и внутрипластовыми способами.
Наиболее интенсивные работы по созданию технологий с боль-
шими перспективами извлечения нефти из сланцев в будущем про-
водятся в США. При полупромышленных опытах расходы на 1 т
нефти составили от 90 до 220 дол. До настоящего времени различ-
ными компаниями с использованием различных технологий на
опытных поверхностях и подземных ретортах произведено около
80 000 т искусственной нефти. Из них более 20 тыс. т нефти произ-
ведено корпорацией «Парахо» и 45 тыс. т — компанией «Оксидэнтэл
ойл Шейл».
Корпорация «Парахо» осуществляет демонстрационную про-
грамму испытания различных технологий ритортинга на поверх-
ностных вертикальных ретортах. Компания «Оксидэнтэл ойл
Шейл» провела восемь опытов ритортинга сланцев на подземных
ретортах разных размеров — от 2400 до 260 000 м3. В трех ретортах
термической декомпозиции было подвергнуто по 300—350 тыс. т
нефтяных сланцев в каждой.
В настоящее время в состоянии подготовки к реализации
в 1986—1990 гг. находится более 20 крупных проектов ритортинга
нефтяных сланцев по разным технологиям, из них более десяти —
в США (табл. 45). Только при реализации объявленных проектов
производство искусственной нефти из сланцев в 1990 г. может до-
стигнуть 40—45 млн. т, в том числе в США — 25—28 млн. т. Пол-
Таблица 45
Наиболее крупные проекты ритортинга сланцев
Проект (страна)	Процесс	Объем производ- ства искусствен- ной нефти, т/год (год)	Состояние на 1981 год
«Рио Бланко» (США) «Сэнд Уош» (США)	«Оксидентэл»	2,7 (1991)	Построены три шахты
	«Малти Минерал» «Тоско»	2,5 (1988)	Внутрипластовые опыты
«Парашют Крик» (США)	«Юнион»	0,5 (1983) 5—7 (1990)	Опытные работы, подго- товка технологии
«Пасифик» (США)	«Супериор»	0,75 (1985) 2,5 (1990)	Проектирование
«Вайт Ривер» (США)	«Парахо»	5,1 (1990)	Арендованы участки сланца
«Петробраз» (Бразилия)	«Петросикс»	2,5 (1988)	Нет данных
«Парана» (Австралия)	«Супериор», «Лурги»	3 (1990)	Опыты на пилотных установках
«Алексинас» (Югославия)	«Оксидентэл»	1,5 (1987)	Небольшие пилотные опыты
274
ная проектная мощность превышает 52 млн. т в год искусственной
нефти. Из них проекты с внутрипластовым ритортингом обеспечи-
вают лишь 9 млн. т в год, или 17 %, а остальные 83 °/о —поверх-
ностные реторты с газовым (68 %) и твердым теплоносителями.
В перспективе до 2000 г. возможны самые разные уровни про-
изводства нефти из сланцев — от минимального (30—80 млн.т
в год) до экстремального (200—250 млн. т в год) в зависимости
от экономических условий и освоения технологий ритортинга.
В прогнозах топливно-энергетического баланса США на 2000 г.
по максимальному варианту предполагается, что синтетическая
нефть и газ, производимые из сланцев и угля, будут обеспечивать
до 12 % от общего потребления энергии.
Большими возможностями получения искусственной нефти из
сланцев располагает Бразилия, обладающая запасами сланцев
более 120 млрд, т в нефтяном эквиваленте.
В Советском Союзе в настоящее время промышленная добыча
сланцев составляет более 36 млн. т в год. Для сжигания на элек-
тростанциях непосредственно используется около 28 млн. т в год.
Более 8 млн. т сланцев подвергается термической переработке по
двум отечественным поверхностным технологиям («Галотер»,
«Кивитер»), В результате переработки производится 800 тыс. т
в год искусственной углеводородной смолы, используемой для раз-
личных технологических целей.
Технологическая и экономическая эффектив-
ность извлечения углеводородов из горючих сланцев изменяется
в очень широких пределах в зависимости от свойств сланцев и при-
меняемого процесса. Во всех прогнозах предполагается, что извле-
чение жидких углеводородов из сланцев составляет в среднем 5 %
при использовании внутрипластовой - технологии «Оксидэнтэл»
и до 13—15 %—при технологии «Кивитер» из богатых сланцев.
Тем не менее при внутрипластовых технологиях ритортинга с пол-
ной переработкой сланца, извлеченного на поверхность, в назем-
ных ретортах извлечение углеводородов из сланцев достигает 50 %
от начального содержания. Расходы на производство жидкого топ-
лива из сланцев колеблются от 80—90 до 200—220 дол/т {22].
X. Неопределенность и риск в применении методов
увеличения нефтеотдачи пластов
Сложные по своему механизму и реализации физико-химиче-
ские и тепловые методы воздействия на пласты с целью повышения
их нефтеотдачи до промышленного примененпя должны пройти все
фазы изучения — от лабораторных, теоретических, технологических
до промысловых опытов и промышленных испытаний на конкретных
нефтяных месторождениях.
Лабораторные и теоретические исследования процессов увели-
чения нефтеотдачи пластов не в состоянии в полной мере отразить
18*
275
все явления, происходящие в реальных пластах. Даже тщательно
проведенные лабораторные эксперименты весьма приблизительно
моделируют многообразие и изменчивость геолого-физических
параметров конкретного месторождения и особенности внутри-
пластовых процессов. Математическое моделирование процесса
позволяет дополнительно изучить влияние на процесс таких факто-
ров, как неоднородность коллектора по пористости, проницаемости,
нефтенасыщенности, градиенты давлений, скорости фильтрации
флюидов и пр. Тем не менее проектирование применения методов
воздействия на пласты (прогноз показателей) на математических
моделях с использованием исходной информации, полученной по-
средством изучения реального пласта и специфики процессов
в лаборатории, может быть удовлетворительным лишь при соблю-
дении следующих условий.
1.	Применяемая математическая модель совершенна, т. е. адек-
ватна процессу и пласту.
2.	Сведения о пласте достоверны и исчерпывающи.
3.	Знания о методе объективны и достаточны, а исследования
процесса для конкретного объекта проведены в условиях, соответ-
ствующих реальным пластовым.
Выполнение одновременно всех трех условий представляет
собой идеальный случай и обычно не соответствует действительно-
сти тем в большей степени, чем меньше изучены пласт и метод.
Практическое несоблюдение каждого из указанных условий вносит
элемент погрешности в оценку эффективности процессов и в при-
нятие решения по их применению. Иными словами, принятие реше-
ния о промышленном испытании и внедрении процессов увеличения
нефтеотдачи пластов происходит в условиях неопределенности
и риска [38].
Принятие решений в условиях неопределенности и риска
При изучении и применении на практике методов увеличения
нефтеотдачи пластов, как и любого другого нового метода, неодно-
кратно приходится принимать решения самого разного характера —
решение о необходимости изучения и создания методов проекти-
рования, решение о проведении первого демонстрационного про-
мыслового опыта, решение о широких промышленных испытаниях
в различных условиях и, наконец, решение о промышленном внед-
рении методов *.
Фазы принятия решений (ПР) в процессе подготовки метода
повышения нефтеотдачи к промышленному внедрению можно
представить следующим образом.
Фаза I. Предварительный анализ исследований.
1. Осмысление возможности использования процесса на основе
критериев применимости.
1 Вопрос об определении неопределенности и риска изучался Г. С. Малю-
тиной под руководством автора.
276
Фаза II. Принятие решения об изучении.
1.	Лабораторное исследование, проектирование.
2.	Изучение процесса. Математическое моделирование процесса.
3.	Технико-экономический расчет (техническая схема промыш-
ленного испытания).
Фаза III. Принятие решения о промысловом опыте.
1.	Промысловый эксперимент.
2.	Оценка фактического эффекта.
3.	Технико-экономический расчет (техническая схема, проект
' внедрения).
Фаза IV. Принятие решения о промышленных испытаниях.
1.	Проведение промышленных опытов на многих месторожде-
ниях.
2.	Определение области применения и реальной эффективности.
3.	Обоснование потребностей в материально-технических сред-
ствах. Перспективы внедрения.
Фаза V. Принятие решения о внедрении в промышленном мас-
штабе.
В конечном счете объективные представления о любом методе,
о действительной эффективности процесса увеличения нефтеотдачи
пластов и оптимальной технологии его осуществления можно полу-
чить только на основе достаточно широкого практического испы-
тания метода в различных промысловых условиях. Это — самая
важная стадия познания методов, но большинство методов (завод-
нение с применением мицеллярных растворов, полимеров, щелочей,
углекислого газа) находятся на ранней стадии изучения и испыта-
ний, и результаты промышленных экспериментов или еще неиз-
вестны, или неоднозначны, или не подтвердили убедительно ожи-
даемый эффект. Поэтому принятие решения об объемах внедрения
большинства известных методов увеличения нефтеотдачи пластов
на перспективу осуществляется в настоящее время в условиях зна-
чительной неопределенности по эффективности оптимальной техно-
логии, области применения, потребности материально-технических
средств и др.
Тем не менее принимать решения по выбору объектов, опреде-
лению масштабов испытания и внедрения технологии применения
•методов, а также по определению объемов производства мате-
риально-технических средств необходимо, не дожидаясь их полного
изучения и подготовки.
Неопределенность прогнозных показателей означает прежде
всего то, что при реализации выбранного недостаточно изученного
метода по заданной технологии на конкретном недостаточно изу-
ченном объекте существует вероятность несовпадения достигаемого
эффекта с возможным (расчетным). Известно, кроме того, что рас-
ходы на добычу 1 т нефти новыми методами воздействия на пласты
в 3—10 раз больше, чем традиционными и освоенными.
Совокупность этих двух причин обусловливает риск получения
неудовлетворительных результатов при практическом осуществле-
нии проектов испытания и внедрения новых методов увеличения
277
нефтеотдачи пластов. В связи с этим учет и анализ факторов
неопределенности прогнозных показателей применения новых ме-
тодов увеличения нефтеотдачи пластов и связанного с ней риска —
непременное условие деятельности при реализации сложных про-
цессов, помогающее принять правильное решение с разумным
риском. Следовательно, в процессе технико-экономического ана-
лиза показателей разработки с применением нового метода на кон-
кретном месторождении или группе объектов перед принятием ре-
шений о целесообразности проведения промышленных испытаний
и внедрения необходимо оценить неопределенность прогнозных
показателей и связанный с ней риск. Уровень неопределенности за-
висит, как отмечалось, в первую очередь от состояния изученно-
сти метода и пласта.
Изученность метода
Состояние изученности методов увеличения нефтеотдачи пла-
стов определяется совокупностью знаний в следующих областях
(рис. 92).
I.	Лабораторное и теоретическое изучение механизма процесса.
II.	Опытно-промышленные испытания, реальная эффективность.
III.	Анализ зарубежного опыта.
м.
Рис. 92. Степень изученности факторов с, и их весомость (важность) иь для
методов вытеснения нефти.
Методы вытеснения нефти: а — циклической закачкой воды; б — паром; в — внутрипласто- ;
вым горением; г — раствором ПАВ; д— полимерными растворами; е—газом высокого дав-
ления; ж — двуокисью углерода; з — водогазовой репрессией; и — серной кислотой; к — .
мицеллярными растворами
278
IV.	Влияние особенностей строения месторождений на показа-
тели процесса, оптимальная технология.
V.	Математическое моделирование и методы проектирования.
Все эти области взаимосвязаны, и новая информация, получен-
ная в одной из’ них, способствует развитию других. По мере изу-
чения нового метода увеличения нефтеотдачи пластов число
известных факторов, оказывающих благоприятное или неблаго-
приятное влияние на эффективность процесса, возрастает, совер-
шенствуются метод проектирования, математическая модель и уве-
, личивается точность отражения в ней имеющейся информации.
Установить степень неопределенности прогнозной (возможной)
технологической эффективности, обусловленной недостаточной изу-
ченностью метода, можно априорным путем, используемым при
принятии комплексных решений наряду с постериорными, основан-
ными на опыте прошлого. Можно считать, что идеальная изучен-
ность метода подразумевает полное соответствие (адекватность)
математической модели истинной характеристике процесса. Тогда
при наличии точной информации об объекте и специфических пара-
метрах, характеризующих метод в данных конкретных условиях,
в результате расчета по идеальной модели можно было бы полу-
чить технический эффект, однозначно соответствующий истин-
ному.
Современный уровень изученности различных методов увеличе-
ния нефтеотдачи пластов был оценен количественно эксперт-
ным путем в виде коэффициентов в долях единицы исходя из
того, что идеальное состояние изученности характеризуется коэф-
фициентом, равным единице. Статистическая обработка результа-
тов опроса экспертов, оценивших в долях единицы важность
и уровень наших знаний по каждому из пяти направлений (см.
рис. 92), показала, что коэффициенты изученности для физико-
химических методов изменяются от 0,25 до 0,59, а для вытеснения
нефти паром составляют в среднем 0,73 [35].
По всей видимости, диапазон возможных отклонений расчетной
эффективности от истинной тем больше, чем меньше коэффициент
изученности, а при наличии экспериментальной информации
о характеристиках процесса в условиях, моделирующих пластовые,
расчетная эффективность наиболее вероятна из всей совокупности
значений, заключенных в диапазоне. На основе этих положений
были получены треугольные вероятностные распределения возмож-
ных значений эффективности при реализации процессов в условиях
полной изученности пласта (рис. 93, а—г).
Изученность пласта. Неопределенность прогнозной эф-
фективности методов увеличения нефтеотдачи, обусловленная не-
достаточной изученностью пласта, вызвана тем, что при определе-
нии значений каждого из параметров, описывающих свойства кон-
кретного коллектора, в принципе может быть допущена ошибка.
Так как почти всем геолого-физическим параметрам присуща зна-
чительная степень изменчивости в пределах объекта, то одним из
основных факторов, влияющих на уровень этой ошибки, является
279
Рис. 93. Плотности распределения вероятностей f(P).
а — произведений объемных параметров пласта	б — площади объекта испытания $Л;
в — прироста нефтеотдачи за счет метода при различной изученности пласта Ат]№ г — при-
роста нефтеотдачи за счет метода при разных уровнях изученности метода	1—3 —
соответственно случаи различной изученности пласта и метода
число скважин, пробуренных на объекте и обеспечивающих инфор-
мацию о его строении, т. е. объем статистической выборки. Можно
выделить неопределенность прогноза, связанную с объемными
параметрами пласта (пористость, толщина), произведение которых
обозначим через LN, и неопределенность прогноза, связанную
с гидродинамическими параметрами пласта (насыщенность, прони-
цаемость и др.), определяющими прирост нефтеотдачи.
Стандартные отклонения нормальных вероятностных распреде-
лений (рис. 93), симметричных относительно расчетных значений
отдельных параметров или их комплексов, определялись экспери-
ментальными исследованиями на моделях гипотетических залежей,
прототипами которых служили реальные объекты некоторых ме-
сторождений.
Особое внимание при оценке неопределенности прогнозной эф-
фективности опытно-промышленного испытания новых методов на
конкретном месторождении следует обратить на условность выде-
ления границ опытных участков. Так как испытание обычно плани-
руется на части залежи, разрабатываемой освоенным методом, то
выявить точно на стадии прогнозирования применения нового
метода зону, которая будет находиться под влиянием нагнетания
рабочего агента, практически очень трудно. Кроме того, положе-
ние нулевого градиента (т. е. границ участка) за счет интерферен-
ции скважин и изменений технологического режима их работы
(остановка на капитальный ремонт, текущий ремонт, исследова-
ния, ввод новых скважин, изменения давлений и отбора) изме-
няется во времени.
В первом приближении случайный характер величин площади
опытного участка можно описать также треугольными вероятност-
ными распределениями, где известны наиболее вероятное (расчет-
280
ное), минимальное и максимальное возможные значения этого
фактора (см. рис. 93, б).
Интегральная характеристика неопределенности
прогнозного эффекта
После описания вероятностными распределениями каждого
из факторов, обусловливающих неопределенность прогноза нового
метода, задача сводится к выявлению вида результирующего
интегрального распределения вероятностей возможных величин
технологического эффекта F(P). Для его построения можно ис-
пользовать известные в статистике методы «вероятностного дерева»
или «Монте-Карло» [38].
Закон распределения, полученный таким образом для оценки
неопределенности технологического эффекта от применения мицел-
лярного заводнения на одном из объектов, в графическом виде
представлен на рис. 94. Кривая 1 характеризует неопределенность
прогнозного технологического эффекта, рассчитанного перед при-
нятием решения о проведении промыслового опыта после выполне-
ния подготовительных работ (фаза II). Кривая 2 относится к си-
туации, когда решение о промышленном внедрении метода прини-
мается после проведения промышленных испытаний (фаза IV).
Здесь показано, что с достоверностью, близкой к единице, можно
утверждать, что реализация процесса на объекте по заданной
технологии может обеспечить удельный технологический эффект
от 0,1 до 1,3 т нефти на 1 т закачиваемого мицеллярного раствора
(при вероятном ожидаемом технологическом эффекте 1 т/т).
Определение показателей риска
Чтобы оценить риск получения неудовлетворительных резуль-
татов при применении нового метода, необходимо установить не-
который предел экономической окупаемости затраченных средств
на испытание или внедрение метода. Очевидно, в качестве такого
предела можно принять прирост добычи нефти на единицу затра-
ченного основного рабочего агента qo, при которой экономическая
эффективность будет равна нулю. Если достигаемый (оценивае-
мый) эффект превысит установленный предел, предпринятые на
Рис. 94. Распределение вероятностей
F(P) возможного удельного технологи-
ческого эффекта от мицеллярного завод-
нения q».
1 — распределение вероятностей до испытания:
2 — то же, до промышленного внедрения;
?oi, Соз — удельный технологический эффект,
не обеспечивающий прибыли соответственно
прн высокой и низкой цене на нефть
281
реализацию метода затраты окажутся экономически оправданными <
(без дохода или с прибылью). В противном случае осуществление ,
нового дорогостоящего процесса повлечет за собой материальный ;
ущерб.
Чтобы охарактеризовать степень риска при принятии решения
по применению новых методов увеличения нефтеотдачи пластов
предлагаются три показателя:
1)	коэффициент риска кр — отношение ожидаемых отрицатель-
ных и положительных отклонений показателя эффективности от
уровня q0—минимального безущербного прироста добычи нефти
на единицу рабочего агента;
2)	возможные удельные экономические потери, в рублях на
1 руб. затрат на процесс 5у~;
3)	возможные абсолютные экономические потери Э, в руб.
Значительное влияние на показатели риска оказывают эконо-
мические условия осуществления процесса, так как степень риска
зависит от уровня qo, который, в свою очередь, определяется це-
ной на нефть, реагенты и другими затратами на процесс.
В рассматриваемом случае, например (рис. 95), если цена
на нефть составляет 55 руб/т, предел простой экономической оку-
паемости затрат на метод без дохода (прибыли) наступит при
удельной технологической эффективности мицеллярного заводне-
ния q02, равной 1,35 т/т, тогда как при цене на нефть 150 руб/т
предел снижается до ^oi = O,55 т/т. Вероятность получения эконо-
мически неудовлетворительного при испытании и внедрении ме-
тода результат составит соответственно всего лишь 30 и 40 %,
коэффициент риска в условиях промышленного эксперимента со-
ставляет 0,18, а при промышленном внедрении — 0,08 (табл. 46).
Если внедрение метода начинается без предварительного про-
мыслового эксперимента, то в этом случае коэффициент риска и
возможный удельный технологический эффект будут выше, чем
для эксперимента, что обусловлено большими масштабами приме-
нения метода (см. рис. 94). При этом возможный абсолютный
экономический ущерб будет значительно выше, поскольку он про-
порционален масштабу применения. В целом работы по промыш-
ленному внедрению метода увеличения нефтеотдачи пласта без
предварительного эксперимента связаны со значительным риском.
Рис. 95. Влияние цены на
нефть С на предельный
удельный технологический
эффект Зуд в случае приме-
нения химических методов.
Метод воздействия: МР — ми-
целлярными растворами; ПАА —
полнаркнл амидом;	Щ — щело-
чами; ПАВ — водорастворимыми
поверхностно-активным и вещест-
вами. Цена на реагент: 1 — низ-
кая; 2 — высокая
282
Таблица 46
Показатель риска применения мицеллярного заводнения
(испытания и внедрения) при разных ценах иа нефть
	Цена на нефть, руб/т
Показатели риска	45	150
Стадия-эксперимент
	—» оо	0,18
5*7д. руб/руб	0,33	0,18
Э~, млн/руб	25,2	13,8
Стадия	-внедрение	
/Ср	—► оо	0,08
ЭуЛ, руб/руб	0,27	0,09
Э~, МЛН/руб	8143	2755
Если перед промышленным внедрением метода на конкретном
месторождении выполнен весь комплекс предшествующих исследо-
ваний, изучения пласта, работ и испытаний, условия для принятия
решения о промышленном внедрении характеризуются значительно
меньшей неопределенностью. Вид распределения и диапазон откло-
нений возможных значений показателя эффективности от достигну-
того фактически и оцененного при промышленных испытаниях
эффекта будет зависеть в этом случае в основном от состояния
изученности месторождения, подготовленного к промышленному
внедрению метода увеличения нефтеотдачи пластов, и условий реа-
лизации проектной технологии.
Предположим, что возможный расчетный эффект (со средней
вероятностью 0,5) подтвердился разультатами промышленных ис-
пытаний (<7>0,6><7о, см. рис. 94). Тогда при благоприятных
экономических условиях показатели риска снизятся до нуля и
будет доказана целесообразность промышленного внедрения ме-
тода на рассматриваемом конкретном объекте при высокой цене
на нефть.
Таким образом, анализ риска необходимо проводить как на
стадии подготовки метода увеличения нефтеотдачи пластов к про-
мышленному эксперименту, так и перед принятием решения по
его промышленному внедрению на каждом объекте, где по совре-
менным представлениям целесообразна реализация выбранного
процесса с целью повышения нефтеотдачи.
Оптимальное планирование усилий и затрат по испытанию и
внедрению новых методов увеличения нефтеотдачи пластов
должно основываться на принципе минимизации вероятности по-
283
Рис. 96.. Зависимость вероятно-
сти точной оценки конечной
нефтеотдачи от обводненности
добываемой жидкости (обоб-
щенные данные 30 месторож-
дений)
лучения абсолютного ущерба, повыше-
ния вероятности абсолютного эффекта
при условии обеспечения достоверной
оценки фактического технологического
эффекта, который будет получен
после принятия решения по реали-
зации процесса. Вероятность досто-
верной оценки эффекта (конечной неф-
теотдачи) очень сильно зависит от
обводненности добываемой продукции
(рис. 96).
При современном уровне изученно-
сти большинства новых методов раз-
работки и неопределенности прогноза
их экономической и технологической
эффективности непременное условие
снижения вероятности получения эко-
номического ущерба от применения
методов — тщательная и последова-
тельная подготовка процессов к про-
мышленному внедрению на каждом
месторождении. Она требует обязатель-
ного последовательного проведения небольшого опыта, затем про-
мышленного эксперимента на месторождении, целью которого яв-
ляется количественная оценка реальной эффективности процесса
по фактическим результатам и обоснование наиболее подходящей
оптимальной технологии и системы разработки для применения
метода в промышленном масштабе.
Опытно-промышленные испытания методов увеличения
нефтеотдачи пластов
В 70-х годах новые методы повышения нефтеотдачи пластов,
обеспечивающие значительно лучшее вытеснение нефти из пори-
стой среды, по сравнению с заводнением пластов и режимом их ис-
тощения, получили во многих странах широкое промышленное
испытание и применение.
На рис. 97 показана динамика запасов нефти, вовлекаемых
в разработку с применением новых методов, в долях единицы от
величины запасов нефти, вовлеченных в разработку на 1/1 1980 г.
в нашей стране. Отмечается быстрый рост объемов применения
методов, особенно после 1973 г. За этот период запасы нефти/
вовлеченные в разработку новыми методами, увеличились более
чем в 3 раза. Были начаты крупные промышленные эксперименты
на Самотлорском (закачка ПАВ), Трехозерном (закачка щело-
чей), Хоросанском и Арланском (внутрипластовое горение), Со-
сновском (закачка растворов полимеров), Сходницком (закачка
пара), Струтынском месторождениях (закачка ПАВ), Гой-Корт
(закачка газа высокого давления) и др. Значительно расширены
284
О
Рис. 97. Динамика во времени
относительных запасов нефти,
охваченных новыми методами
разработки.
Методы: 1 — сумма всех методов; 2 —
физико-химические; 3 — тепловые; 4 —
газовые
страны (рис. 98). Их наи-
опытные участки ранее начатых
промысловых экспериментов [6, 34,
35].
В начале 80-х годов опытно-про-
мышленные работы по испытанию
методов проводились примерно на
50 месторождениях страны, на кото-
рых можно выделить около 130 раз-
личных объектов. Проводятся испы-
' танпя практически всех известных
в мире методов увеличения нефте-
отдачи пластов — физико-химиче-
ских (заводнение с ПАВ, полиме-
рами, мицеллярными растворами,
щелочами, серной кислотой, пенами),
тепловых (вытеснение нефти горя-
чей водой, паром, внутрипластовое
горение), газовых (закачка в пласт
углеводородного газа под высоким
давлением и водогазовых смесей).
В ближайшее время начнутся круп-
ные эксперименты по испытанию
процесса заводнения с двуокисью
углерода.
Методы увеличения нефтеотдачи
пластов применяются во всех ос-
новных нефтедобывающих районах
больший удельный вес приходится на Мангышлак (горячая вода),
Татарию (серная кислота, ПАВ), Башкирию (ПАВ, полимеры,
внутрипластовое горение), Азербайджан (пар, внутрипластовое го-
рение).
В настоящее время 80 % от общего объема применения мето- ,
дов приходится на месторождения, содержащие нефть вязкостью
до 10 мПа-с. Наибольшее распространение на этих месторожде-
ниях получили методы вытеснения нефти горячей водой, серной
кислотой и растворами ПАВ.
На месторождения с вязкостью нефти 10—50 мПа-с приходится
12 % общего объема применения методов, на месторождения
нефти повышенной вязкости (более 50 мПа-с) — 8 %. На место-
рождениях нефти повышенной вязкости наибольшее распростра-
нение получает метод вытеснения нефти паром.
В целом по стране наибольшая доля по объему применения
приходится на физико-химические методы (около 50 %), на теп-
ловые методы приходится 40 % и на газовые — 10 %.
Опытно-промышленные работы позволили в 1982 г. получить
дополнительно более 3 млн. т нефти, в 1984 г. — 4,5 млн. т нефти.
Распределение методов по объему их применения в настоящее
время не отражает целесообразной стратегии испытания методов
и их промышленного применения в будущем.
285

Рис. 98. Удельный вес применения методов увеличения нефтеотдачи пластов по
различным нефтедобывающим районам СССР
Пока в незначительном объеме испытываются перспективные
методы вытеснения нефти углекислым газом, мицеллярными раст-
ворами, водогазовыми смесями. С другой стороны, метод вытесне-
ния нефти серной кислотой в прошлом испытывался широко, но
в будущем будет иметь ограниченное применение.
Метод вытеснения нефти растворами ПАВ (водорастворимыми
ПАВ типа ОП-Ю) испытывается в промысловых условиях
с 1964 г. в разных районах страны. Наиболее крупные экспери-
менты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях.
Метод испытан в широком диапазоне свойств пласта. Однако, не-
смотря на продолжительность опыта применения метода и мас-
штабность работ, в настоящее время имеются неоднозначные
оценки эффективности и большая неопределенность в его примене-
нии. В основном это связано с незначительным возможным эффек-
том увеличения нефтеотдачи пласта, который трудно оценить
в промысловых условиях. Перспективы применения процесса
заводнения с водорастворимыми ПАВ связаны с использованием
более эффективных композиций ПАВ, способных обеспечивать
вытеснение нефти из заводненной пористой среды.
Метод вытеснения нефти паром испытывается и применяется
14
разных геолого-физических условиях на
в
месторождениях


286
страны. В течение продолжительного времени этот метод приме-
няется на месторождениях Оха, Каражанбас, Ярегском, Кенкияк-
ском и др. Разнообразные геолого-физические условия пластов "этих
месторождений позволили хорошо отработать технологию и умень-
шить до минимума риск применения метода в изученных усло-
виях. В ближайшее время будет начат промысловый эксперимент по
закачке пара в глубокозалегающий карбонатный трещиноватый
пласт (Усинское месторождение). Положительные результаты
этих работ существенно расширяют область его применения.
В течение нескольких лет проводятся промысловые испытания
процесса внутрипластового горения. Положительные результаты
получены на месторождениях Павлова Гора, Каражанбас,
Балханы—Сабунчи—Романы и др. Начаты опытные работы по
испытанию метода в глубокозалегающих пластах Ромашкинского
и Арланского месторождений. Причем на последнем месторожде-
нии процесс внутрипластового горения осуществляется. в условиях
ранее заводненного пласта. Метод требует дальнейших опытных
работ, особенно в условиях, в которых в настоящее время нет до-
статочного опыта его применения. Требуется тщательная отработка
технических средств безопасного осуществления процесса, кон-
троля и регулирования, чтобы снизить риск, связанный с его
реализацией и получением эффекта ниже возможного.
Необходимо существенно расширить работу по испытанию про-
цесса полимерного заводнения. Имеющиеся опытные работы хотя
и позволяют оценить эффективность этого метода в определенном
диапазоне геолого-физических свойств, однако отсутствие крупных
промышленных экспериментов не обеспечивает необходимой на-
дежности результатов и определенности в прогнозировании
эффекта.
Особенно это касается таких перспективных методов, как за-
качка в пласт двуокиси углерода и мицеллярных растворов. По
этим методам существует наиболее высокая неопределенность
прогноза возможного эффекта и зависимости достигаемого эф-
фекта от условий реализации процесса из-за низкой их изучен-
ности (см. рис. 91).
Метод заводнения водорастворимыми неионогенными ПАВ не-
обходимо испытывать в условиях карбонатных коллекторов и
слабопроницаемых терригенных пластов. Экспериментальные дан-
ные свидетельствуют о возможности получения в этих условиях
более хороших результатов, чем в песчаных и высокопроницаемых
коллекторах.
Метод вытеснения нефти паром достаточно широко испытан,
но требуется дальнейшая отработка технологии процесса, в част-
ности в условиях карбонатных пластов, пластов, залегающих на
глубинах более 1000 м, а также получения пара на основе дешевого
топлива (торфа, угля) и жесткой воды.
Процесс внутрипластового горения предстоит дополнительно
опробовать в условиях различных по свойствам терригенных
пластов, в том числе залегающих на больших глубинах. Необхо-
287
Г
S
ч
ко
гЗ
н
Наиболее крупные реализуемые проекты методов увеличения нефтеотдачи пластов в США и Канаде
димы предствительные эксперименты по внутрипластовому горе-
нию в пластах карбонатного типа.
Методы вытеснения нефти углеводородными газами в сочетании
с заводнением следует в ближайшее время широко испытать
в пластах с разной проницаемостью, в которых обычное заводне-
ние может быть неэффективным, а также в ранее заводненных
пластах (водогазовая репрессия).
Дополнительные качественные испытания позволят повысить
надежность прогнозирования применения методов увеличения
нефтеотдачи пластов в различных условиях, снизить риск при про-
ведении опытных работ и создать объективные условия внедрения
их в промышленных масштабах.
В табл. 47 показаны наиболее крупные реализуемые опытно-
промышленные работы по новым методам увеличения нефтеотдачи
пластов в США и Канаде, охватывающие большие площади за-
лежей с редкой сеткой и большим числом нагнетательных и добы-
вающих скважин. Зависимости эффективности применяемых ме-
тодов от плотности сетки по этим данным установить нельзя. Поло-
жительный эффект получен в широком диапазоне плотностей сеток
скважин. Видимо, более существенным фактором, определяющим
эффект, является технология процессов, зависящая от степени их
изученности, а плотность сетки скважин влияет на риск примене-
ния методов увеличения нефтеотдачи пластов незначительно.
Целесообразное распределение средств на>промышленное
внедрение методов увеличения нефтеотдачи пластов
Каждый из известных методов увеличения нефтеотдачи пластов
имеет свою область наиболее эффективного применения с кон-
кретными геолого-физическими свойствами пластов, насыщающих
жидкостей, в которой он обеспечивает наилучшие технико-эконо-
мические показатели разработки. Вместе с тем, в одних и тех же
геолого-физических условиях месторождений, исходя из крите-
риев применимости, допустимо и возможно использование разных
методов увеличения нефтеотдачи пластов с различными затратами,
но и с разной эффективностью по приросту конечной нефтеотдачи,
текущей добыче, удельным показателям и др. Вместе с тем капи-
тальные вложения и материальные ресурсы при этом будут всегда
ограничены. Поэтому для каждой залежи в принципе для промыш-
ленного применения необходимо выбрать один из наиболее под-
ходящих методов и выделить-такой объем капитальных вложений
и материальных ресурсов на его внедрение, чтобы достичь макси-
мально возможный народнохозяйственный эффект. Следует под-
черкнуть, что опытно-промышленные испытания могут и должны
проводиться исходя из других соображений и критериев — изуче-
ния области применимости, возможного эффекта, отработки тех-
нологии и др. А критерий максимума народнохозяйственной эффек-
19 Заказ № 281
289
тивности должен использоваться только при промышленном внед-
рении методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Показателем народнохозяйственной эффективности метода
может служить зависимость объема дополнительно добытой
нефти за счет применения метода по сравнению с заводнением
от затрат на его реализацию, которая в общем виде для каждого
метода различная и определяется следующей функцией:
Qi/ = fit
где Qi, — прирост добычи нефти за счет применения i-ro метода
на /-м месторождении по сравнению с заводнением; хц — дополни-
тельные затраты, вызванные применением i-ro метода на /-м место-
рождении.
При рассмотрении разработки М различных залежей, относя-
щихся к одному нефтяному району или месторождению, возникает
проблема рационального распределения N методов увеличения
нефтеотдачи пластов между залежами и затрат по каждому методу
на разных залежах исходя из заданного ограниченного объема
материальных расурсов и капитальных вложений с целью полу-
чения наибольшего эффекта. Исходя из известных функций эффек-
тивности fa (Xij), требуется распределить методы по месторожде-
ниям (залежам) и определить затраты на применение i-ro метода
на /-м месторождении (залежи) так, чтобы суммарная эффектив-
ность от внедрения методов была максимальной.
Эту задачу можно сформулировать следующим образом. Тре-
буется найти распределение затрат
{х(/), (i=l, 2, ..., JV; / = 1, 2, .... М),
обеспечивающее максимум функционала принятого критерия оп-
тимальности
N М
Л*)=Е £ ytifa (хц),
<«!/«!
при ограничениях по затратам
N М
Е £ уцхц < с
i=n=i
и условии, что на каждой залежи применяется один метод
N
Т.Уи<^ < = 1.......М-
i
Здесь
[О, Х/; = 0,
Уч = ^7(^/) = |11 x./>0;
вспомогательные функции уц определяют вариант распределения
методов по месторождениям: если уц=\ то, на /-м месторождении.
290
применяется i-й метод, так как при этом затраты на внедрение
метода отличны от нуля, в противном случае = 0.
Решение поставленной задачи полным перебором всех возмож-
ных вариантов распределения методов по месторождениям при
реальных, даже ограниченных значениях N и М представляет
очень большие трудности, так как число таких вариантов состав-
ляет NM, что практически осуществимо лишь при наличии авто-
матизированной системы базовых данных и быстродействующих
ЭВМ.
В качестве примера решение данной задачи (совместно
с А. И. Ермолаевым, М. М. Саттаровым и В. А. Шевцовым) было
выполнено для распределения методов увеличения нефтеотдачи
пластов и лишь для гипотетических условий-—для группы, состоя-
щей всего из пяти месторождений и отличающихся'друг от друга
только вязкостью пластовой нефти (как отмечалось, это наиболее
сильный фактор, определяющий возможность применения метода).
Данные расчета приведены ниже.
Месторождение, /	............. 1	2	3	4	5
Вязкость р, мПа-с.................... 5	10	25	50	100
Остальные параметры пластов и свойства нефти были приняты
индентичными. Балансовые запасы нефти и остаточная нефтенасы-
щенность для всех месторождений приняты равными соответст-
венно 107 м3 и 0,5.
Были рассмотрены следующие методы увеличения нефтеот-
дачи пластов, охватывающие широкий диапазон по эффективности
с различными объемами (в % от объема пор) рабочих агентов:
0) заводнение пластов (i = 0);
1)	«влажное» внутрипластовое\рорение (ВВГ) (<=1,7$ = 50);
2)	закачка оторочки пара (i = 2, F, = 50);
3)	закачка оторочки мицеллярного раствора (i=3;_Vz=5);
4)	закачка оторочки углекислого газа (СО2) (t=4, Уг=20);
5)	закачка оторочки раствора полиакриламида (t=5, Vi=
= 40);
6)	закачка оторочки раствора ПАВ (z=6; F,=50).
По критериям применимости методов принято, что закачка
оторочки мицеллярного раствора (i = 3) применяется лишь на
первом, втором и третьем месторождениях, т. е.
fat (-^34) — fas (^зз) = 0.
В табл. 48 указаны возможные (приблизительные) значения
максимального коэффициента нефтеотдачи пластов на каждом
месторождении и для каждого метода при объемах оторочки
агента Г,- (в % от объема пор), необходимых для достижения зна-
чений V\ij.
Другие технико-экономические показатели применяемых мето-
дов увеличения нефтеотдачи пластов представлены в табл. 49.
19*
291
Таблица 48
Возможные значения разных месторождений / при разных методах i
Месторож-	Нефтеотдача пластов (в долях единицы) при методе						
дение /	0	1	2	3	4	5	6
1	0,50	0,55	0,60	0,70	0,60	0,55	0,53
2	0,40	0,52	0,52	0,65	0,52	0,50	0,45
3	0,35	0,47	0,50	0,60	0,45	0,45	0,40
4	0,25	0,40	0,40	—	0,35	0,35	0,30
5	0,17	0,35	0,38	—	0,25	0,27	0,20
						Таблица 49	
Технико-экономические показатели разных методов
Показатели	Метод					
	1	2	3	4	5	6
Плотность раствора реа- гента, т/м3 Концентрация раствора, %	—	0,054	1	0,8	1	1
	—	—	100	100	0,1	0,1
Стоимость 1 т реагента, руб.	6,2*	5	70	17	3000	500
Давление нагнетания, МПа * Стоимость 1000 м3	20 воздуха,	20 ^акачанног	20 о в пласт.	20	20	10
На основании приведенных данных были определены зависи-
мости показателя эффективности от затрат 1ц(хц) для разных
методов на каждом месторождении (рис. 99—103).
На основании полученных зависимостей показателя эффектив-
ности fn(Xij) при различных ограничениях по затратам (ресурсам)
С были проведены расчеты, результаты которых сведены
в табл. 50.
Приведенный пример следует рассматривать лишь как иллюст-
рацию того, что для окончательного решения вопросов о рацио-
нальном распределении средств на широкое внедрение методов
увеличения нефтеотдачи пластов (при ограниченных ресурсах)
необходимо проводить оптимизационные расчеты с использова-
нием зависимостей эффективности методов от дополнительных
затрат.
Такие расчеты позволяют находить не только оптимальное
распределение методов по месторождениям, но и оптимальные
средства, необходимые для внедрения тех или иных методов на
конкретных месторождениях.
292
Рис. 99. Зависимость показателя
эффективности методов воздействия
(прироста добычи нефти AQn) от за-
трат (х,1) для месторождения 1 (см.
табл. 48) с вязкостью нефти р.=
=5 мПа-с.
Метод воздействия: / — мицеллярным рас-
твором; 2 — паром; 3— углекислым газом;
4 — полимером; 5 — горением; 6 — ПАВ
Рис. 100. Зависимость показателя
эффективности методов воздействия
(прироста добычи нефти AQi2) от
затрат (xj2) для месторождения 2
с вязкостью нефти 10 мПа с.
Метод воздействия: 1 — мицеллярным рас-
твором; 2 — паром; 3 — горением; 4 — по-
лимером; 5 —углекислым газом; 6 — ПАВ
Рис. 101. Зависимость показателя
эффективности методов воздействия
(прироста добычи нефти AQ,3) от
затрат (xi3) для месторождения 3
с вязкостью иефти 25 мПа-с.
1—6 — см. обозначения рис. 100
Рис. 102. Зависимость показателя
эффективности методов воздействия
(прироста добычи нефти \Qn) от
затрат (хц) для месторождения 4
с вязкостью нефти 50 мПа-с.
Метод воздействия; 1 — паром; 2 — горе-
нием; 3 — полимерами; 4 — углекислым га-
зом; 5 — ПАВ
Рис. 103. Зависимость показателя
эффективности методов воздействия
(прироста добычи нефти AQ;s) от
затрат (xts) для месторождения 5
с вязкостью нефти 100 мПа-с.
1—5 — см. обозначения рис. 102
293
Таблица 50
Распределение средств по методам воздействия и месторождениям (С)
для получения максимума дополнительной добычи нефти (у)
С, мли. руб.	V. %	Затраты на проведение метода (в млн. руб.) на месторождении /				
		I	2	3	4	S
45	8,98	3	6,7	10,4	10,4	14,5
70	11,92	10	12	15	15	18
100	11,54	13,4	32,8*	17,2	16,2	19,4
130	16,64	32,5*	40,2*	18,5*	18,5	20,3
200	20,32	49*	54*	54*	21	22
260	21,2	70*	70*	70*	25	25
—> оо	21,2	70*	70*	70*	25	25
* Мицеллярное заводнение; остальное — вытеснение паром.
На выбор методов и распределение затрат по месторождениям
в большой степени влияет величина средств, выделяемых на внед-
рение методов. В частности, с увеличением этих средств стано-
вится возможным применение более дорогостоящих, но и более
эффективных методов. Обращает на себя внимание то, что мало-
потенциальные методы (закачка водорастворимых ПАВ, полиме-
ров и даже СО2) нецелесообразно применять и при больших, и при
малых средствах, хотя увеличение нефтеотдачи за их счет принято
довольно оптимальным. Видимо, целесообразность их применения
может быть продиктована другими неучитываемыми условиями.
В рассмотренном примере при наличии средств всего С =
= 45 млн. руб. вопрос сводится к распределению затрат по место-
рождениям в условиях применения лишь одного метода (закачка
оторочки пара). В этом случае прирост добычи нефти по сравне-
нию с заводнением составляет 9 % от суммарных балансовых,
запасов (у = 8,98 %). С увеличением средств в 5 раз (до
200’ млн. руб.) целесообразно применять более дорогостоящий ме-
тод мицеллярного заводнения, позволяющий извлекать большее
количество нефти (у = 20, 32 %). Для месторождений с высоко-
вязкой нефтью пар это — единственный метод разработки незави-
симо от наличных средств.
Увеличение дополнительной добычи не пропорционально затра-
там (рис. 104). Увеличение затрат от 25 до 50 млн. руб., т. е.
в 2 раза, позволяет повысить дополнительную добычу нефти
также в 2 раза (с 5 до 10 % от балансовых запасов). Однако
изменение затрат от 100 до 200 млн. руб. вызывает увеличение
прироста добычи нефти от 15 до 20 %, т. е. в 1,3 раза. Дальней-
шее увеличение средств не приводит к заметному росту дополни-
тельной добычи нефти. Достоверность подобной оптимизации при-
менения новых методов разработки определяется в основном
294
Рис. 104. Зависимость увеличения
извлекаемых запасов нефти на всех
месторождениях у от суммарных
затрат на все новые методы разра-
ботки С
точностью исходной информации и объективностью полученных
зависимостей эффективности методов увеличения нефтеотдачи
пластов в конкретных геолого-физических условиях различных
месторождений. Вследствие того что информация всегда ограни-
чена, а точность оценки эффективности методов относительна,
существует неопределенность в определении (прогнозировании)
перспектив их применения и в принятии решения о промышленном
применении того или иного метода на конкретных месторожде-
ниях.
Влияние условий вскрытия пластов
на эффективность методов увеличения их нефтеотдачи
При прогнозировании применения методов увеличения конечной
нефтеотдачи пластов обычно не учитывается влияние на их эф-
фективность условий вскрытия при бурении. Однако во многих
случаях плохое состояние вскрытия пластов, ухудшение их приза-
бойных зон служат основной причиной большого расхождения
проектных и фактических показателей применения новых методов
разработки нефтяных месторождений. Даже при самом эффектив-
ном воздействии на пластуя нельзя обеспечить полное извлечение
нефти неполноценными скважинами.
Обычно вскрытие пластов в скважинах при бурении проводится
на промывочных растворах с водной основой, которые вместе
с твердой фазой из выбуренных пород представляют собой водо-
глинисто-известково-пеечаные суспензии с плотностью 1,25—
1,8 т/м3 и более и водоотдачей от 5 до 25 см3 (за 30 мин через
поверхность площадью 44 см2).
При вскрытии таким образом нефтеносного пласта на глубине
1500—2000 м между скважиной и призабойной зоной возникает
гидродинамический перепад давления до 4—10 МПа и более,
за счет которого в пласт внедряется фильтрат (вода) раствора,
а в поровых каналах появляется капиллярное давление (до 0,001—
0,05 МПа) в зависимости от размера (площади сечения) пор
в нефтеносных пластах.
295
Под действием гидродинамического перепада давления и ка-
пиллярных сил в призабойной зоне пласта происходит сложное
движение фильтрата раствора (воды) и нефти. В самые крупные
поры, трещины и каверны может проникать непосредственно гли-
нистый раствор, образуя корку на стенке скважин.
В мелкие поры за счет капиллярных сил внедряется фильтрат
растворов (вода).
Хотя капиллярное давление значительно меньше давления
на пласт от столба раствора, но оно сосредоточено на малых
расстояниях (менисках) и в мелких порах превышает гидродина-
мические градиенты
Вследствие этого (во время проникновения фильтрата раствора
в призабойную зону пласта по одним порам) по другим порам и
поровым каналам нефть может притекать в скважины, вызывая
тем самым противоточную фильтрацию нефти и воды и нефтепро-
явления, известные в практике [33].
Количество фильтрата раствора, внедряющегося в пласт, и
глубина его проникновения зависят от водоотдачи раствора, про-
должительности воздействия раствором на вскрытый пласт и мик-
ронеоднородности (размера пор) и смачиваемости пористой среды.
Но даже при растворе с водоотдачей 5—8 см3 и нахождении
пластов под воздействием раствора 7—10 сут объем фильтрата,
внедряющегося в пласты, может достигать 2—2,5 м3 на 1 м
толщины, а глубина его проникновения в призабойную зону
пласта — 3—4 м. При этом водонасыщенность в зоне проникно-
вения фильтрата раствора увеличивается на 40—60 % от объема
пор.
Геофизические исследования показывают, что водонасыщен-
ность в различных интервалах зоны проникновения фильтрата
раствора составляет 20—80 %. Причем высокая водонасыщенность
наблюдается в менее проницаемых интервалах, а низкая водона-
сыщенность — в высокопроницаемых интервалах пласта. Это ука-
зывает на преобладание капиллярных сил во внедрении фильтрата
раствора в пласты, его перераспределении и сосредоточении
в основном в мелких порах.
После ввода скважин в эксплуатацию часть фильтрата гли-
нистого раствора из наиболее крупных пор призабойных зон
пластов извлекается обратно в скважины и выносится вместе
с нефтью на поверхность, а проницаемость их частично восстанав-
ливается (на 40—50 % ).
По разведочным скважинам в Западной Сибири объемы извле-
ченного из пластов фильтрата составляли, согласно приближенным
оценкам, 0,7—2,5 м3 на 1 м эффективной толщины. В мелких же
порах капиллярные силы удерживают воду даже при больших
перепадах давления.
Для каждого конкретного пласта существует предельная водо-
насыщенность, при которой фазовая проницаемость для воды
равна нулю. На основе большого числа кривых фазовых прони-
цаемостей для разных месторождений можно считать, что эта
водонасыщенность достигает 40—50 % и более. В пластах с малым
содержанием погребенной воды (10—20%), что характерно для
многих месторождений Урало-Поволжья (Ромашкинское, Куле-
шовское), неизвлекаемый объем фильтрата раствора может дости-
гать 25—30 % и более от объема пор. В пластах с большим со-
держанием погребенной воды (до 30—33 %), что характерно для
полимиктовых пластов месторождений Западной Сибири (Са-
мотлорское) и Западного Казахстана (Узеньское), неизвле-
каемый объем фильтрата раствора составляет 15—20 % от
объема пор.
Следовательно, вследствие бурения скважин на глинистом
растворе с водной основой в призабойных зонах всех скважин
радиусом до 8—30 м образуется «водная блокада» — искусственно
повышенная водонасыщенность (на 15—30 % от объема пор),
а также искусственная глинизация пор пласта (глубина проникно-
вения до 0,2—1 см), и особенно наиболее проницаемых пропласт-
ков и трещин. Данные об ухудшении призабойных зон в сква-
жинах Самотлорского и Речицкого месторождений приведены
ниже.
Самотлорское месторождение
Номер	скважины .		2155	2149 1499	2153	3077	1521	1 152
Радиус	ухудшенной	зоны, м ...	14	6	11	8	7	34	27
		Речицкое месторождение						
Номер	скважины .		15	16	20	26	50	80	250
Радиус	ухудшенной	ЗОНЫ, м ...	57	28	32	72	20	41	55
Увеличение		водонасыщенности		призабойных		ЗОН	вызывает	
снижение их фазовой проницаемости для нефти и, как следствие,
снижение продуктивности пластов и дебитов добывающих сква-
жин по нефти.
В хороших пластах проницаемость со временем восстанавли-
вается на 70—80 %, в плохих — на 40—50 %.
Повышение водонасыщенности призабойных зон пластов на
20—30 % при малом содержании погребенной воды (до 10%) и
на 10—15 % при большом содержании погребенной воды (более
30 %) может обусловить снижение относительной проницаемости
для нефти в 2—4 раза по сравнению с проницаемостью за преде-
лами зоны проникновения фильтрата раствора. Это равноценно
появлению искусственной, радиальной неоднородности пластов,
т. е. зон ухудшенной проницаемости вокруг добывающих скважин
с радиусом, равным глубине проникновения фильтрата. Расчеты
для этих условий притока по известным формулам показывают,
что дебит нефти может снижаться в 1,45—2 раза при изменении
радиуса ухудшенной зоны от 2 до 8 м по сравнению с дебитом без
ухудшенной зоны пласта вокруг скважины.
297
Сопоставлением фактических дебитов скважин Ромашкинского
(Миннибаевская площадь), Кулешовского, Покровского, Мегион-
ского месторождений (С. В. Сафронов, Ю. С. Савельев) с рас-
четными установлено, что при длительном воздействии глинистым
раствором на вскрытый пласт (более 20 сут) дебиты скважин сни-
жаются в 7—10 раз и более.
Такое сильное ухудшение продуктивности пластов и дебитов
скважин объяснить только проникновением фильтрата раствора
в призабойные зоны и повышением их водонасыщенности в прин-
ципе невозможно. Поэтому наблюдаемое многократное снижение
дебитов скважин по сравнению с потенциальными возможно-
стями пластов обусловливается кольматацией стенок скважин,
образованием трещин в пласте, цементированием их или сильной
глинизацией при бурении и другими причинами.
Большое снижение продуктивности скважин при наличии филь-
трата раствора в призабойных зонах пластов может вызвать по-
явление свободного газа, т. е. третьей фазы, в пористой среде.
Например, на Узеньском месторождении (горизонты XIII—XVI)
газовый фактор по скважинам увеличился в 3 раза по сравнению
с начальным, что свидетельствовало о фильтрации свободного
газа в пластах, которая возможна при газонасыщенности пори-
стой среды выше предельной (10—15%) и была не менее
20—25%.
Следовательно, суммарная водогазонасыщенность призабой-
ных зон пластов (совместно с фильтратом раствора) может дости-
гать 70—75%, а нефтенасыщенность — менее 30 %.
Снижение нефтенасыщенности призабойных зон пластов на
этом месторождении от начальной (68—70 %) до 25—30 % могло
обусловить снижение фазовой проницаемости их для нефти в 7—
Таблица 51
Оценка характеристики призабойных зон скважин Гнединцевского
месторождения по данным гидродинамических исследований
Параметр	Номер скважины			
	76	57	66	64
Проницаемость пласта (по КВД), мкм2	0,443	0,577	1,41	1,195
Проницаемость приза- бойной зоны, мкм2	0,105	0,24	0,1	0,491
Радиус скважины, см	15	15	15	15
Приведенный радиус скважины, см	55 • 10-12	1,9- 10-5	1 • io-8	1,6- ю-»
Коэффициент гидроди- намического несовершен- ства	0,2	0,35	0,27	0,34
298
10 раз и уменьшение дебитов добывающих скважин в 3—6 раз
по сравнению с потенциально возможными.
Гидродинамические исследования с целью определения отри-
цательного влияния некачественного вскрытия пластов (скин-
эффекта) на продуктивность пласта показывают, что оно по своему
эффекту равноценно уменьшению радиуса скважины в 100—
1000 раз и более (табл. 51).
Другое неизбежное отрицательное последствие искусствен-
ного увеличения водонасыщенности призабойных збн пластов,
особенно за счет глинизации (кольматации) их при бурении,—
уменьшение дренируемого объема нефтяных залежей, которое
прямым образом снижает конечную нефтеотдачу пластов при
применении методов.
Практически на всех месторождениях, как показывают иссле-
дования дебитомерами и расходомерами, приток нефти в добы-
вающих и расход воды в нагнетательных скважинах происходят
не по всей эффективной и вскрытой толщине пластов. Так, на-
пример, на Узеньском месторождении по основным горизонтам,
разрабатываемым с заводнением горячей водой, охват дрениро-
ванием по толщине, или «работающая» толщина в добывающих
скважинах, составляет в среднем 62%, а в нагнетательных сква-
жинах — 56 % эффективной вскрытой толщины пластов. Это вы-
звано разными причинами, но главные из них — наличие фильтрата
и газа в призабойных зонах, а также глинизация стенок скважин.
С повышением перепадов давления «работающая» толщина пла-
стов в скважинах может увеличиваться до 80—85 %, однако ни-
когда не достигая полной толщины.
Конечно, снижение «работающей» толщины пластов в скважи-
нах не означает такого же по величине снижения охвата залежей
дренированием и конечной нефтеотдачи пластов. Однако, как по-
казывает электромоделирование процесса заводнения пластов
с бессистемно расположенными в их объеме непроницаемыми лин-
зами малой толщины и протяженности, «не работающую» в сква-
жинах часть пластов можно охватить дренированием лишь на
50—70 % [33].
Для большинства реальных продуктивных пластов этот вид
неоднородности типичен. Поэтому можно полагать, что из-за ис-
кусственного повышения водонасыщенности призабойных зон
пластов и кольматации стенок скважин до 20—30 % от запасов
нефти в «неработающей» части расчлененных пластов или 8—
15 % от полных запасов нефти можно исключить из дренируемых
объемов, непосредственно снизив возможную и достигаемую нефте-
отдачу'пластов при применении методов.
Проницаемость призабойных зон пластов может ухудшаться
и в процессе эксплуатации скважин за счет глушения водой, за-
грязнения и др.
В этом случае эффективность применения методов увеличения
нефтеотдачи пластов также будет уменьшаться.
В случае высоковязких нефтей, содержащих большое коли-
299
чество смол и асфальтенов, ухудшение проницамости призабойных
зон и снижение дренируемого объема пластов могут происходить
за счет их вытеснения. Тогда вытеснение нефти паром из пласта
не может быть в полной мере эффективным без пароциклических
обработок, без прогрева призабойных зон добывающих скважин.
Непредсказуемое ухудшение свойств призабойных зон пластов
вносит самую большую неопределенность в оценку эффективности
методов увеличения нефтеотдачи. Поэтому можно совершенно одно-
значно считать, что проблема увеличения нефтеотдачи пластов
начинается со вскрытия пластов и сохранения свойств призабойных
зон в скважинах.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Увеличение нефтеотдачи пластов — основное направление по-
вышения эффективности разработки нефтяных месторождений,
способ удовлетворить будущие потребности в нефти. Ресурсы
нефти, самого эффективного сырья, ограничены. Вместе с тем
степень извлечения открытых запасов нефти из недр наименьшая
t и составляет в среднем не более 40—45 %, в лучших условиях —
' не более 70—75 % при разработке месторождений самыми эффек-
тивными освоенными методами.
Заводнение нефтяных залежей — высокопотенциальный освоен-
ный промышленностью метод разработки нефтяных месторожде-
ний— применяется в широких масштабах во всех нефтедобываю-
щих ' странах и позволяет увеличивать конечную нефтеотдачу
пластов в 1,5—2,5 раза по сравнению с нефтеотдачей пластов при
разработке на естественных режимах растворенного газа и газо-
вой шапки.
Вместе с тем при заводнении нефтяных залежей 10—30 % от
начальных дренируемых геологических запасов нефти остаются
не охваченными заводнением в слабопроницаемых слоях и про-
пластках и примерно столько же (15—35 %) от начальных запа-
сов нефти остаются в заводненных зонах в рассеянном состоянии
(в крупных порах). Недренируемые запасы нефти в обособленных
линзах зависят от степени прерывистости пласта и плотности
сетки скважин. При детальном изучении строения пластов их
можно свести до минимума. Остаточные запасы нефти в дренируе-
мых зонах залежей при заводнении определяются в основном
тремя факторами:
1)	неоднородностью пластов по проницаемости и размерам
пор;	\
2)	вязкостью нефти;
3)	межфазным натяжением на контакте нефти с водой.
Уменьшение отрицательного влияния этих факторов — основ-
ная цель физико-химических и термических методов увеличения
нефтеотдачи пластов, основное средство снижения их остаточной
нефтенасыщенности.
Новые методы воздействия на пласты оказывают влияние на
каждый из этих факторов по-разному. На уменьшение отри-
цательного влияния неоднородности пластов направлены методы
вытеснения нефти полимерными, щелочными и мицеллярными
растворами, а также водогазовыми смесями и метод циклического
заводнения. Снижение вязкости нефти в пластах обеспечивают
тепловые методы — вытеснение паром, СО2, внутрипластовым
горением, пароциклическими обработками и горячей водой. Устра-
нение или существенное уменьшение межфазного натяжения на
контакте с нефтью достигается при вытеснении мицеллярными рас-
творами, двуокисью углерода и в меньшей мере щелочными раство-
301
рами. Кроме того, при вытеснении нефти двуокисью углерода и
тепловыми методами большую роль в снижении остаточной нефте-
насыгценности играют объемные эффекты—расширение нефти за
счет растворения в ней двуокиси углерода и нагрева.
Механизм процессов, проходящих в пластах при вытеснении
нефти известными новыми методами, значительно сложнее, чем
при обычном заводнении, и сопровождается явлениями адсорбции,
деструкции молекул, фазовых переходов, инверсии фаз, мицел-
лообразования, экстракции, дистилляции, крекинга нефти и др.
Поэтому эффективное применение новых методов увеличения,
нефтеотдачи пластов возможно лишь при выполнении следующих*
трех условий.
1.	Изучение кинетики всех микроявлений в условиях нефтяных
пластов — фундаментальная основа для эффективного применения
методов увеличения нефтеотдачи пластов. Без этого невозможно
грамотное обоснование оптимальных технологий реализации про-
цессов. Однако механизм этих явлений в пластах в основном не
изучен, вследствие чего при осуществлении методов в конкретных
условиях месторождений возникают непредвиденные осложнения,
трудности и проблемы, а эффект оказывается ниже ожидаемого и
возможного. До промышленного применения методов требуется
капитальное изучение их физико-химических и термодинамических
основ в условиях, адекватных реальным месторождениям.
Исключительно важно изучить природу сверхнизкого межфаз-
ного натяжения, факторы на него влияющие, структуру различных
ПАВ и их солюбилизирующую способность, ионный обмен, инвер-
сию фаз растворов, адсорбцию и десорбцию ПАВ, оптимальные
композиции ПАВ для конкретных крупнейших месторождений
и др. Необходимо исследовать механизм окислительных процес-
сов, кинетику химических реакций, дистилляции нефти, крекинга,
теплопереноса, термодиффузии, диссипации энергии в пластах
и др.
2.	Другое принципиальное условие эффективного применения
методов увеличения нефтеотдачи пластов — знание детального
строения месторождений, свойств и состояния насыщенности пла-
стов. Для обоснования оптимальной технологии применения ме-
тодов необходимо знать все особенности неоднородности и свойств
пластов в макро- и микромасштабе — закономерности и случай-
ности изменения проницаемости, размеров пор, трещиноватости,
кавернозности, глинистости, минералогического состава пород,
солевого состава пластовой воды, состояния и распределения ос-
таточной нефтенасыщенности и др. Незнание этих особенностей
строения и свойств пластов (как показывает опыт применения
методов увеличения нефтеотдачи пластов), в первую очередь
физико-химических, служило одной из причин получения неудов-
летворительных результатов. Однако во многих случаях деталь-
ному изучению строения пластов и состояния их насыщенности
перед применением методов увеличения их нефтеотдачи не при-
дается должного значения.
302
3.	И наконец, третье непременное условие эффективного при-
менения методов увеличения нефтеотдачи пластов — строгая, точ-
ная реализация обоснованной технологии процессов. Чтобы обес-
печить запланированный эффект от применения методов, требуется
обязательное выполнение всех определяющих технологических
условий процессов: давления нагнетания (закачка СОг, пара),
температуры (закачка пара, горячей воды, щелочи), темпов на-
гнетания (внутрипластовое горение, закачка пара, мицеллярных
растворов), концентрации реагентов (физико-химические методы),
размеров и чередования оторочек (все методы) и т. п. Несоблюде-
ние определяющих технологических условий приводит к наруше-
нию механизма процессов и снижению качества и вытесняющей
способности рабочих агентов. Однако в промысловых условиях
часто происходят непредвиденные отклонения от заданной техно-
логии процессов, что служит причиной недостаточно высокой
эффективности применения методов. Поэтому следует различать
теоретическую или потенциальную, возможную, достигаемую и
оцениваемую эффективности методов. Способы оценки получен-
ного эффекта по промысловым данным из-за неоднозначности ин-
формации также влекут за собой определенную погрешность.
И, как правило, оцениваемый эффект меньше достигаемого, до-
стигаемый меньше возможного, а возможный меньше потенци-
ального.
Вероятность получения эффекта ниже возможного вносит не-
определенность и риск в применение методов увеличения нефте-
отдачи пластов, которые уменьшаются по мере повышения изу-
ченности методов, информационной обеспеченности, оптимальности
реализуемой технологии, масштаба процесса и отпускной цены на
нефть. Затраты на добычу нефти новыми методами в несколько
раз выше, чем при заводнении, вследствие высокой стоимости ра-
бочих агентов (химических продуктов, пара, воздуха) и необхо-
димости бурения скважин на восстановление или уплотнение
сетки скважин, восполнение фонда скважин из-за их физического
износа и замены дефектных (особенно нагнетательных) при мень-
шей потенциальной возможности методов (особенно физико-хими-
ческих) в увеличении извлекаемых запасов и уровня добычи нефти.
Заводнение нефтяных залежей, обеспечивая относительно высокую
нефтеотдачу пластов и малую остаточную нефтенасыщенность не
только усложняет условия применения методов, увеличивает от-
носительные затраты на добычу нефти, но и сокращает их потен-
циальные возможности в приросте извлекаемых запасов. Поэтому
применение методов увеличения нефтеотдачи пластов в будущем
будет находиться s' прямой зависимости от цены на нефть. При
высокой цене они будут рентабельными даже при умеренной тех-
нологической эффективости, а при низкой цене применение их
будет нецелесообразным.
Однако будущее, бесспорно, за широким применением мето-
дов. Потребности в нефти растут, ресурсы ее ограничены, достой-
ной замены ей нет даже как для топлива, альтернативные источ-
303
ники углеводородного жидкого топлива (битумы, нефтяные
сланцы, уголь) требуют еще больших относительных затрат.
В связи с этим обоснованная разумная стратегия в этой области
должна предусматривать широкие фундаментальные исследования
и опытно-промышленные испытания наиболее потенциальных мето-
дов увеличения нефтеотдачи пластов, а именно вытеснения нефти
двуокисью углерода, водными мицеллярными растворами, водо-
газовыми смесями, паром, их модификаций, а также подготовку
промышленности для крупномасштабного производства соответст-
вующих качественных материально-технических средств.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Абасов М. Т. Моделирование нефтеотдачи пластов для оценки извле-
каемых запасов.— Изв. АН Азерб. ССР, Серия наук о Земле, 1975, № 1,
с.' 5—14.
2.	Амелин И. Д. Внутрипластовое горение. М., Недра, 1980.
3.	Бабалян Г. А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М., Недра,
1974.
4.	Байбаков Н. К., Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных
месторождений. М., Недра, 1981.
5.	Борисов Ю. П., Воинов В. В., Рябинина 3. К. Особенности проектиро-
вания разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М.,
Недра, 1976.
6.	Внутрипластовое горение с заводнением при разработке нефтяных ме-
сторождений/А. А. Боксерман, Ю. П. Желтов, С. А. Жданов.— Тр. ВНИИ,
1974, вып. 58, с. 28—32.
7.	Геолого-физические условия эффективности применения методов увели-
чения нефтеотдачи пластов/М. Л. Сургучев, А. Т. Горбунов, С. А. Жданов,
Г. С. Малютина.— Нефтяное хозяйство, 1979, № 4, с. 29—34.
8.	Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. Г. Физика нефтяного и газового
пласта. М., Недра, 1981.
9.	Гомзиков В. К., Молотова Н. А., Румянцева А. А. Исследование влия-
ния основных геологических и технологических факторов на конечную нефте-
отдачу пластов при водонапорном режиме.— Тр. ВНИИ, 1976, вып. 58, с. 16—30.
10.	Ефремов Е. П„ Янин А. Н., Халимов Э. М. Влияние совместной раз-
работки на нефтеотдачу многопластовых объектов.— Нефтяное хозяйство, 1981,
№ 8, с. 32—37.
11.	Желтов Ю. П. Внутрипластовые окислительные процессы — перспектив-
ное направление повышения нефтеотдачи.— Нефтяное хозяйство, 1980, № 7,
с. 18—26.
12.	Забродин П. И., Раковский Н. Л., Розенберг М. Д. Вытеснение нефти
из пластов растворителями. М, Недра, 1977.
13.	Иванова М. М. Динамика добычи нефти из залежей. М., Недра, 1976.
14.	Крэйг Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Пере-
вод с англ. М., Недра, 1974.
15.	Методы повышения нефтеотдачи пластов/М> Ф. Свищев, А. И. Вашур-
кин, М. И. Пятков и др.— Нефтяное хозяйство, 1979, № 10, с. 29—31.
16.	Муравьев И. М., Крылов А. П. Эксплуатация нефтяных месторожде-
ний, М., Гостоптехиздат, 1949.
17.	Мухарский Э. Д., Лысенко В. Д. Проектирование разработки нефтяных
месторождений платформенного типа. М., Недра, 1972.
18.	О внутрипластовом горении в условиях заводненного пласта/С. А. Жда-
нов, Н. П. Борисова, Я. А. Бустаев, Н. 3. Сайфи.— Нефтепромысловое дело,
1978, № 2, с. 27—29.
19.	Орлов В. С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторо-
ждений при режимах вытеснения нефти водой. М., Недра, 1973.
20.	Обоснование и эксплуатация нефтяных месторождений Татарии/
Р. X. Муслимов, А. В. Валиханов, В. Д. Лысенко и др. Казань, Татарское
книжное издательство, 1973.
21.	Применение углекислого газа в добыче нефти/В. Балиит, А. Бан,
Ш. Долешал и др. Москва, Недра, 1977.
22.	Применение оторочек мицеллярных растворов для увеличения нефтеот-
дачи пластов/А. Т. Горбунов, П. И. Забродин, В. В. Сурина и др. М., изд.
ВНИИОЭНГ, 1979.
23.	Применение полимеров в добыче нефти/Г. И. Григоращенко, А. X. Мир-
заджанзаде, Ю. В. Зайцев и др. М., Недра, 1978.
24.	Проектирование разработки нефтяных месторождений/А. П. Крылов,
П. М. Белаш, Ю. П. Борисов и др. М., Гостоптехиздат, 1962.
20 Заказ № 281
305
25.	Пятков М. И., Свищев М. Ф., Косое А. С. Применение щелочи для по-
вышения нефтеотдачи на Трехозерном месторождении.— Тр. СибНИИНП, 1979,
вып. 15, с. 153—160.
26.	Рахимкулов И. Ф., Бабалян Г. А., Галямов М. Н. Эксперимент по за-
качке воды, загущенной полиакриламидом, на Новохазинском участке. Тр. Баш-
НИПИнефти, 1980, вып. 53, с. 48—52.
27.	Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений/Б. Т. Баи-
шев, В. В. Исаичев, С. В. Кожакин и др. Недра, 1978.
28.	Сагингалиев Б. М„ Раковский Н. Л., Копанев С. В. Развитие процесса
вытеснения нефти паром на месторождении Кенкияк.— Нефтяное хозяйство,
1980, № 3, с. 40—44.
29.	Сазонов Б. Ф. Совершенствование технологии разработки месторожде-
ний при водонапорном режиме. М., Недра, 1973.	'
30.	Саттаров М. М., Богачкина И. А., Стклянина Т. В. Зависимость неф-
теотдачи от динамики добычи.— Нефтепромысловое дело, 1979, № 4, с. 8—12.
31.	Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Запад-
ной Сибири/В. А. Бадьянов, Ю. Е. Батурин, Е. П. Ефремов и др. Свердловск.
Среднеуральское книжное издательство, 1975.
32.	Сорокин В. А. Состояние опытно-промышленного испытания методов
повышения нефтеотдачи пластов.— Нефтяное хозяйство, 1982, № 8, с. 32—36.
33.	Сургучев М. Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки
нефтяных месторождений. М., Недра, 1968.
34.	Сургучев М. Л., Шевцов В. А., Сурина В. В. Применение мицеллярных
растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1977.
35.	Сургучев М. Л., Жданов С. А., Кащавцев В. Е. Состояние изученности
методов повышения нефтеотдачи пластов.— Нефтяное хозяйство, 1980, № 11,
с. 27—29.
36.	Теоретические основы и методика расчета технологических показателей
заводнения нефтяных пластов растворами полимеров и ПАВ/Г. Г. Вахитов,
В. Г. Оганджанянц, А. М. Полищук, Е. М. Суркова.—Тр. ВНИИ, 1977, вып. 61,
с. 24—26.
37.	Фазлыев Р. Т. О размещении скважин на нефтяных месторождениях.—
Нефтяное хозяйство, 1979, № 2, с. 41—43.
38.	Хозяйственный риск и методы его измерения/Т. Бачкаи, Д. Месена,
Д. Мико и др. М., Экономика, 1979.
39.	Щелкачев В. Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их
размещения,—Нефтяное хозяйство, 1974, № 6, с. 35—39.
40.	Barocot У., Fortney L. N., Schechter R. S., Wade W. H. Alpha-olefin sul-
fonates for enchanced oil recovery. 2-nd European Symposium EOR, Paris, 8—
10 November, 1982.
41.	Balzer D. Carboxymethylated ethoxylates as EOR surfactants. 2-nd Euro-
pean Symposium EOR, Paris, 8—10 November, 1982.
42.	Bolsmam T. A. Phose behaviour of Alkylxylenesulfonate (oil) brine sis-
tems. 2-nd European Symposium EOR, Paris, 8—10 November, 1982.
43.	Healy R., Reed R. Imiscible Microemulsion Flooding. SPSJ, April, 1977.
44.	Docher T., Wise F. Enhanced Grude Oil Recovery Potential — An Estimate.
JPT, May 1976, pp. 575—585.
45.	Капе A. V. Performance Review of a CO2 — WAG Enhanced Recovery
Project, SACROC unit — Kelly Snyder Field. JPT, February, 1979, 217—231.
46.	Prats M. A Current Apraisal of Thermal Recovery. JPT, August 1978,
p. 1129—1136.
47.	Shannon L. Matheny. EOR methods help ultimate recovery. Oil and Gas.,
J., March 31, 1980, 79—124.
48.	Stalkup F. У. Carbon Dioxide Miscible Flooding Past, Present and Outlook
for the Future. JPT, Vol. 3, VIII, August, 1978, 1101—1112.
49.	Van Everdingen A. F., Criss H. S. A proposal to improve recovery effi-
ciency. JPT,July, 1980.
50.	Van Nieuwskoop J., Snoei G. Phase behaviour and structure of a pure —
component microemulsion system. 2-nd European Symposium EOR. Paris 8—10,
November, 1982.
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие ..........................................................  3
I.	Строение и свойства пластов. Условия залегания и насыщения нефти 6
Типы коллекторов ............................................
Вещественный состав нефтеносных пластов.......................... 9
Неоднородность порового пространства (микронеодиородиость) . . Ю
Неоднородность нефтеносных пластов (макронеоднородность) ...	13
Условия насыщения нефтью..................................  .	17
II.	Извлечение нефти из пластов. Остаточная нефтенасыщенность . .	19
Проявление естественных сил при движении жидкостей. Упругость
пластовых жидкостей..........................................	20
Распределение остаточной нефти в пласте........................  25
Критическая и предельная водонасыщенность коллекторов .....	29
Определение нефтенасыщенности пластов до применения - методов
увеличения нефтеотдачи....................................; »	31
III.	Заводнение — высокопотенциальный освоенный метод увеличена
нефтеотдачи пластов .............................................;	37
Принципы заводнения нефтяных залежей............................ 38
Системы заводнения нефтяных залежей............................  43
Системы размещевия скважин...................................... 49
Оптимальное размещение скважин. Порядок разбуривания ...	49
Пути решения проблемы оптимальной сетки скважин................. 61
Темп заводнения — нефтеотдача пластов .......................... 63
Оптимальная динамика добычи нефти............................... 73
Отключение обводненных скважин. Прекращение заводнения . .	76
Заводнение нефтегазовых залежей................................. 78
Заводнение нефтяных залежей с трещиновато-кавернозными кол-
лекторами ..................'................................... 80
Заводнение залежей с аномальными свойствами нефтей...........	82
Особенности разработки водонефтяных зон залежей................. 83
Влияние геолого-физических и технологических факторов на эф-
фективность заводнения нефтяных залежей......................... 85
Прогноз эффективности заводнения по статистическим моделям 91
Потребности в воде для заводнения нефтяных залежей...........	102
Подготовка и свойства нагнетаемой воды......................... 106
Критерии применимости заводнения нефтяных месторождений . .	108
Практика заводнения нефтяных месторождений..................... 111
IV.	Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов................... 116
Классификация и назначение методов повышения нефтеотдачи пла-
стов ........................................................... по
Направления и фазы развития методов увеличения нефтеотдачи
пластов ....................................................... 121
Условия успешного применения методов. Принципы внедрения ме-
тодов на конкретных месторождениях............................ 124
Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов 126
Дополнительные критерии применимости методов увеличения неф-
теотдачи пластов................................................ J32
Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов ....	J34
Оценка технологического эффекта на поздней стадии разработки 137
Оценка технологического эффекта при применении методов уве-
личения нефтеотдачи пластов с начала разработки ................ jig
Оценка экономического эффекта ................................ 1
20*	307
V.	Физико-гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пла-
стов при заводнении .............................................. 143
Циклическое воздействие на пласты при заводнении............... 143
Водогазовое циклическое воздействие на	пласты ............... 154
VI. Физико-химические методы, улучшающие	заводнение............ 156
Заводнение с водорастворимыми неионогенными ПАВ................ 156
Полимерное заводнение ......................................... 165
Щелочное заводнение............................................ 175
VII.	Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи заводненных
пластов ............................................................. 184
Вытеснение нефти двуокисью углерода............................ 185
Мицеллярио-полимерное заводнение............................... 210
VIII.	Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей................ 246
Внутрипластовое горение ....................................... 247
Вытеснение нефти паром"........................................ 257
Циклическое нагнетание пара.................................... 263
IX.	Извлечение углеводородов из битуминозных песков и горючих
сланцев шахтным способом........................................... 265
Свойства и запасы тяжелых нефтей, битумов и сланцев...........	265
Шахтная добыча тяжелых нефтей и битумов........................ 267
Технология термошахтной разработки тяжелых нефтей (битумов) 267
Промышленный опыт термошахтной добычи тяжелых нефтей и би-
тумов ......................................................... 269
Технология шахтной разработки горючих сланцев с извлечением
углеводородов на поверхности .................................. 271
Технология внутрипластового извлечения углеводородов из сланцев 272
Промышленные проекты и эффективность извлечения углеводоро-
дов из горючих сланцев......................................... 274
X.	Неопределенность и риск в применении методов увеличения неф-
теотдачи пластов.................................................. 275
Принятие решений в условиях неопределенности и риска ....	276
Интегральная характеристика неопределенности прогнозного эф-
фекта ......................................................... 281
Определение показателей	риска................................. 281
Опытно-промыШленные испытания методов увеличения нефтеот-
дачи пластов .................................................. 284
Целесообразное распределение средств на промышленное внедре-
ние методов увеличения нефтеотдачи пластов .................... 289
Влияние условий вскрытия пластов на эффективность методов
увеличения их нефтеотдачи...................................... 295
Заключение .................................................... 301
Список литературы ............................................. 305
г
Михаил Леонтьевич Сургучев
ВТОРИЧНЫЕ И ТРЕТИЧНЫЕ
МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
Редактор издательства Т. К. Лазарева
Переплет художника Т. Н. Погореловой
Художественный редактор В. В. Шутько
Технический редактор М. Е. Карева
Корректор С. Г. Барсукова
ИБ № 4842
Сдано в набор 06.06.84. Подписано в печать 11.03.85. Т-07040.
Формат 60x90’/te- Бумага кн.-журн. имп. Гарнитура «Литера-
турная». Печать высокая. Усл. неч. л. 19,5. Усл. кр.-отт. 19,5.
Уч.-изд. л. 21,77. Тираж 2400 экз. Заказ 281/8854—6. Цена 1 р. 60 к.
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва, К-12,
Третьяковский проезд, 1/19
Ленинградская типография № 8 ордена Трудового Красного
Знамени Ленинградского объединения «Техническая книга»
им. Евгении Соколовой Союзполиграфпрома при Государственном
комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной
торговли.
190000, г. Ленинград. Прачечный переулок, 6.
УВАЖАЕМЫЙ ТОВАРИЩ!
ИЗДАТЕЛЬСТВО «НЕДРА»
ГОТОВИТ К ПЕЧАТИ —НОВЫЕ КНИГИ
Блажевич В. А., Уметбаев В. Г.
СПРАВОЧНИК МАСТЕРА
ПО КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ СКВАЖИН
15 л. 75 к.
Изложены основные сведения по геологии нефтяных месторождений, физике
нефтяного пласта, промыслово-геофизическим методам исследования скважин.
Даны классификация капитальных ремонтов скважин и основные термины и
определения. Описаны технологические схемы проведения ремонтно-изоляционных
работ и обработок призабойных зон, а также сведения о материалах и реагентах
для их выполнения, классификация, технические характеристики и правила экс-
плуатации оборудования, инструментов и различных приспособлений для капи-
тального ремонта скважин. Рассмотрен порядок приема скважин в ремонт и
сдачи их из ремонта, приведены формы и бланки технической документации.
Для мастеров капитального ремонта скважин.
Макагон Ю. Ф.
ГАЗОВЫЕ ГИДРАТЫ,
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ИХ ОБРАЗОВАНИЯ
И ИСПОЛЬЗОВАНИЕ
18 л. 1 р. 20 к.
Описаны свойства газовых гидратов, условия их образования и накопления;
рассмотрены влияние технологического режима систем добычи и транспортиро-
вания газа на место образования гидратов, а также методы предупреждения
образования газовых гидратов и ликвидации гидратных пробок в скважинах и
газопроводах. Приведены сведения о возможности использования гидратов в раз-
личных отраслях промышленности; изложены перспективы поиска и разработки
газогидратных залежей.
Для инженерно-технических работников нефтяной и газовой промышленности,
занятых добычей, сбором, подготовкой и транспортированием природного и неф-
тяного газа.
Аметов И. М., Байдиков Ю. Н.,
Рузин Л. М., Спиридонов Ю. А.
ДОБЫЧА ТЯЖЕЛЫХ И ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ
16 л. 80 к.
Рассмотрены особенности добычи тяжелых и высоковязких нефтей и методы
увеличения нефтеотдачи залежей, содержащих такие нефти. Впервые показано,
что' неравновесные свойства, характерные для высоковязких и тяжелых нефтей,
оказывают существенное влияние на показатели разработки и эксплуатации
месторождений. Описаны методы определения этих свойств по результатам лабо-
раторных и промысловых исследований, а также гидродинамические методы
исследования скважин, добывающих тяжелые нефти.
Для инженерно-технических работников, занимающихся проектированием раз-
работки месторождений тяжелых н высоковязких нефтей и их добычей.
Кащавцев В. Е., Гаттенбергер Ю. П., Люшин С. Ф.
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ СОЛЕОБРАЗОВАНИЯ
ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ
17 л. 1 р.
Описаны основные причины и условия солеобразования в процессе разработки
нефтяных месторождений с заводнением, приведен опыт борьбы с отложением
неорганических солей. Большое внимание уделено прогнозированию солеотло-
жения и контролю за ним в различных условиях эксплуатации месторождений.
Рассмотрено применение различных ингибиторов для защиты скважин и нефте-
промыслового оборудования от отложения солей. Детально изложены нехимиче-
ские способы борьбы с солеотложением.
Для инженерно-технических работников, занимающихся проектированием раз-
работки нефтяных месторождений и добычей нефти.
Вахитов Г. Г., Симкин Э. М.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ
ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ
15 л. 2 р. 30 к.
Показаны возможности практического применения тепловых, акустических и
электромагнитных полей для повышения производительности скважин и увели-
чения нефтеотдачи пластов. Обобщены исследования в области тепловых методов
воздействия на пласт и ствол скважины, показаны пути повышения их эффек-
тивности. Рассмотрены применение и методы расчета акустических полей. Изло-
жены результаты исследований и способы применения электромагнитных полей.
Обоснована эффективность взаимодействия различных физических полей.
Для научных работников, занимающихся разработкой методов воздействия на
нефтяные пласты и добывающие скважины с целью интенсификации добычи
нефти и повышения коэффициента нефтеотдачи.
Швидлер М. И.
СТАТИСТИЧЕСКАЯ ГИДРОДИНАМИКА
ПОРИСТЫХ СРЕД
19 л. 3 р. 30 к.
Рассмотрены задачи гидродинамики пористых сред, трактуемых как случайные
поля. Приведено систематическое изложение методов решения задач фильтрации
в неоднородных пористых средах, начиная с простейших одномерных течений до
статистического анализа уравнений фильтрационного переноса в средах со слу-
чайными неоднородностями. Показаны пути использования статистической теории
фильтрации для проектирования и анализа разработки нефтяных месторож-
дений.
Для научных работников, занимающихся проектированием разработки и разра-
ботки нефтяных месторождений; будет полезна студентам старших курсов неф-
тяных вузов, обучающихся по специальности «Технология и комплексная механи-
зация разработки нефтяных и газовых месторождений».
Интересующие Вас книги
Вы можете приобрести в местных книжных магазинах,
распространяющих научно-техническую литературу,
или заказать через отдел «Книга—почтой» магазинов:
№ 17—199178, Ленинград, В. О., Средний проспект, 61;
№59— 127412, Москва, Коровинское шоссе, 20
Издательство «Недра»