Перед проведением промышленных экспериментов по испытанию MP на Ромашкинском месторождении во ВНИИ-нефть провели лабораторные опыты по довытеснению остаточной нефти мицеллярно-полимерными растворами на девяти моделях пористых сред. В результате опытов по вытеснению нефти водой на линейных моделях пласта получили значение коэффициента вытеснения в среднем 68,1 %, при доот-мыве нефти оторочкой мицеллярного раствора в размере 0,1 % объема пор модели пласта коэффициент вытеснения нефти увеличился до 86,8 %, а коэффициент доотмыва составил 58,6 %. Объем дополнительно вытесненной нефти на 1 м3 использованных сульфонатов составил 22,1 м3.
Нагнетание мицеллярного раствора вязкостью 16 мПа-с вызвало снижение приемистости до 80— 100 м3/сут, а давление на устье возросло до 18— 20 МПа. Дополнительная добыча нефти, определенная по характеристикам вытеснения, составила 3,6 тыс. т.
Проведенные промышленные эксперименты на Южно-Ромашкинской и Азнакаевской площадях не подтвердили результатов лабораторных исследований по высокой эффективности метода. Причиной этого явилось различие лабораторных моделей пористых сред и реальных пластов по степени неоднородности. Наблюдался прорыв закачиваемого мицел-лярного раствора по высокопроницаемым участкам и направлениям. Почти полный отмыв нефти резко увеличивает фазовую проницаемость для воды за фронтом вытеснения, значительно ухудшая неблагоприятное соотношение подвижностей нефти и вытесняющих агентов, что способствует языкооб-разному движению фронта вытеснения по площади пласта. Все это привело к низкой эффективности проведенных работ.
Следует отметить, что большое количество промышленных экспериментов по применению MP за рубежом показывает достаточно хорошую эффективность этого метода.
Перспективны для увеличения нефтеотдачи пластов водные мицеллярные растворы, обеспечивающие достаточно полное вытеснение остаточной нефти и в то же время являющиеся менее дорогими по сравнению с углеводородными мицеллярными растворами.
Полимерное заводнение заключается в добавлении полимера в воду для уменьшения ее подвижности. Получаемое увеличение вязкости, а также уменьшение проницаемости по водной фазе, которое происходит при использовании некоторых полимеров, является причиной более низкого отношения подвижностей. Это уменьшение отношения подвижностей повышает эффективность заводнения за счет более высокого коэффициента охвата по объему и меньшей нефтенасыщенности в отмытой зоне. Минимальная остаточная нефтенасыщенность не уменьшается, хотя остающаяся после процесса вытеснения нефтенасыщенность уменьшается, так и в полимерном заводнении. Более высокий коэффициент нефтеотдачиявляется экономическим стимулом для осуществления полимерного заводнения. Какправило, полимерное заводнение бывает экономически выгодным только в тех случаях, когда отношение подвижностей при обычном заводнении высоко, неоднородность пласта большая или отмечается сочетание этих двух факторов.
Существует три способа применения полимеров в процессах добычи нефти:
1. При обработке призабойных зон для улучшения рабочих характеристик нагнетательных скважин или обводненных добывающих скважин за счет блокирования зон высокой проницаемости.
2. В качестве агентов, которые могут сшиваться в пласте, закупоривая зоны высокой проницаемости на глубине (Нидгам и др., 1974). Для осуществления этих процессов нужно, чтобы полимер закачивался с неорганическим катионом металла, который образует впоследствии поперечные связи между молекулами закачанного полимера и молекулами, уже связанными на поверхности породы.
3. В качестве агентов, снижающих подвижность воды или уменьшающих отношение подвижностей воды и нефти.
Первый способ не является истинным полимерным заводнением, т.к. в качестве агента, вытесняющего нефть, используется не полимер. Несомненно, большинство проектов повышения нефтеотдачи за счет применения полимеров, попадают под пункт 3.
Для осуществления метода, изображенного на рисунке, требуется предварительная промывка, создающая нужные условия в пласте, закачка полимерного раствора, регулирующего подвижность, для того, чтобы свести к минимуму проскальзывание воды, и вытесняющая жидкость (вода) для вытеснения раствора полимера и образующегося нефтяного вала в направлении добывающих скважин.
Часто буфер содержит полимер, количество которого постепенно убывает, чтобы уменьшить неблагоприятное отношение подвижностей между продавочной водой и полимерным раствором. Из-за того, что процесс носит вытесняющий характер, полимерные заводнения всегда осуществляются на отдельных группах нагнетательных и добывающих скважин.
Подвижность в полимерном заводнении снижается путем закачки воды, которая содержит высокомолекулярный водорастворимый полимер. Т.к. в качестве воды обычно используют разбавленные пластовые воды, степень минерализации имеет большое значение, особенно для определенного класса полимеров.
В качестве агентов полимерного заводнения перечислим несколько полимеров: это – ксантановая смола, гидролизованный полиакриламид (ГПАА), сополимеры (полимер, состоящий из двух и более типов мономеров) акриловой кислоты и акриламида, сополимеры акриламида и 2-акриламид 2-метилпропансульфоната (АА/АМПС), гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, полиакриламид (ПАА), полиакриловая кислота, глюкан, декстрана, полиоксиэтилен и поливиниловый спирт. Хотя только первые три фактически используются на промысле, существует много потенциально пригодных реагентов, и некоторые из них могут оказаться более эффективными, чем те, которые используются в настоящее время.
Технология циклического водогазового воздействия заключается в том, что в пласты поочередно оторочками или одновременно в смеси нагнетается газ и вода через одну и ту же или в отдельные нагнетательные скважины.
Механизм улучшения нефтевытеснения заключается в следующем. В отличие от воды, которая в заводненной зоне занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачиваемая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил й верхние части пласта. Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения достоинств воды и газа с целью уменьшения их недостатков, применения их периодического, циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объемов 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. В этом случае можно рассчитывать на достижение максимального эффекта от совместного нагнетания воды и газа в пласты, т.е. вытеснения водогазовой смесью, который будет обусловливаться тем, что фазовая проницаемость для смачивающей фазы зависит только от водонасыщенности, а наличие в пласте свободного газа увеличивает вытеснение нефти на величину предельной газонасыщенности (10— 15 %), при которой газ неподвижен.
Поочередное нагнетание воды и газа способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти и охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. Вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом совместно при любой технологии более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем вытеснение раздельно только водой или газом. При оптимальном применении нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7 — 15 % по сравнению с обычным заводнением. Основным условием оптимальности процесса водогазового воздействия на пласт является обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводненному объему залежи, при котором происходит одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины.
Водогазовое циклическое воздействие наряду с положительным влиянием на довытеснение остаточной нефти обладает и существенными недостатками.
Приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается й для газа в 8— 10 раз, для воды в 4— 5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости породы в призабойной зоне пласта.
Гравитационное разделение газа и воды в пласте может снижать эффективность вытеснения нефти и охвата пласта процессом на 10— 20 % в зависимости от степени и характера неоднородности пласта и соотношения вязкостей нефти и воды.
Оборудование каждой нагнетательной скважины для поочередного нагнетания воды и газа значительно усложняется. Для условий Зайкинской группы месторождений легких неф-тей представляет интерес поиск способа реализации водога-зовой циклической репрессии за счет собственного газа путем периодического и управляемого снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом.
В методе реализован известный в аналитической химии принцип «возникающих реагентов» (гомогенного осаждения). В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразующую систему (карбамид — соль алюминия — вода — ПАВ). В пласте за счет его тепловой энергии или энергии закачиваемого теплоносителя карбамид постепенно гидролизуется. Образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия ионов алюминия, в результате чего через определенное время по механизму кооперативного явления происходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алюминия и во всем объеме раствора практически мгновенно образуется гель. При этом основные характеристики можно регулировать.
Для регулирования фильтрационных потоков в продуктивных пластах месторождений, увеличения охвата пластов заводнением, повышения нефтеотдачи разработаны две технологии с применением неорганических гелеобразующих составов — ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ. Опытно-промышленные испытания на месторождениях Западной Сибири показали технологическую и экономическую эффективность метода: снижение обводненности продукции добывающих скважин на 10— 50 %, увеличение дебитов по нефти. Дополнительная добыча нефти составила 40— 60 т на 1 т гелеобразующей системы. Для приготовления гелеобразующих составов можно использовать алюмосодержащие отходы многотоннажных промышленных производств.