Теги: горные работы при разработке месторождений полезных ископаемых   науки о земле (геодезические, геофизические, геологические и географические науки)  

ISBN: 5-247-00959-2

Похожие

Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов

Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

Текст 
                    

МЕТОДЫ
ИЗВЛЕЧЕНИЯ
ОСТАТОЧНОЙ
НЕФТИ

я

МОСКВА ’’НЕДРА" 1991

4.5.	Основные результаты испытания полимерного заводнения...133

4.6.	Критерий наиболее эффективного применения метода....... 136

5.	Метод мииеллярно-полимерного заводнения.......................137

5.1.	Основные сведения...................................... 137

5.2.	Состав и основные физико-химические свойства мицеллярных
растворов...................................................  139

5.3.	Механизм мицеллярно-полимерного заводнения..............147

5.4.	Обзор зарубежных промысловых испытаний метода............pg

5.5.	Испытание метода на Ромашкнисксм месторождении..........1зд

5.6.	Направление развития метода мицеллярно-полимерного эаводне-
™я............................................................205

6.	Увеличение охвата пластов после заводнения обработкой скважин .216

6.1.	Общие сведения о формировании коэффициента нефтеотдачи
неоднородных пластов..........................................216

6.2.	Роль призабойной зоны в интенсификации добычи нефти и нефте-
отдаче пласта ...............................................217

6.3.	Геологические факторы, предопределяющие целесообразность
воздействия на пласты ........................................218

6.4.	Основные технологические факторы снижения проницаемости
призабойных зон пласта........................................219

6.5.	Основные причины опережающего вытеснения нефти и обводне-
ния отдельных пропластков.....................................222

6.6.	Общая схема воздействия на пласты ......................223

7.	Математическое моделирование процессов вытеснения остаточной нефти 236

7.1.	Принципы математического моделирования процессов нефтевы-
теснения......................................................236

7.2.	Основные уравнения .....................................241

7.3.	Вытеснение нефти различными газами и водой .............245

7.4.	Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов__249

7.5.	Краткий обзор методов решения уравнений фильтрации.....253

8.	Неопределенность и риск при промышленной реализации методов
извлечения нефти из заводненных пластов ......................... 254

8.1.	Факторы, обусловливающие неопределенность и риск........255

8	Обзор исследований неопределенности и риска в промышленном
производстве и развитии новых технологий .....................257

8.3.	Методика оценки неопределенности прогноза и риска промыш-
ленной реализации новых технологий............................263

8.4.	Влияние различных факторов на уровень неопределенности и
риска........................................................ 280

8.5.	Принятие решений о применении методов извлечения нефти в
условиях неопределенности и риска ............................295

8.6.	Оценка неопределенности прогноза эффективности и риска
получения неудовлетворительного результата от реализации мицел-
пярно-полимерного заводнения на опытном участке Центрально-
Азнакаевской площади .........................................308

8.7.	Оценка неопределенности прогноза и риска применения методов
увеличения нефтеотдачи пластов на Самотлорском месторождении .. 311

9.	Новые технологии воздействия на пласт............. .............. 315

9.1.	Применение композиций ПАВ с щелочными агентами.......315

9.2.	Метод вытеснения нефти из карбонатных коллекторов оксидатом. 325

9.3.	Микробиологическое воздействие	  335

9.4.	Вибрссейсмическое воздействие на пласты..............336

Заключение ......................................................339

Список литературы................................................341

Содержание....................................................   345

ББК 2632531

М54

УДК 622.276.4

Автор ы: М.П. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин,
Е.А. Зискин, Г.С. Малютина

Рецензент чл.-корр. АН Азерб.ССР, д-р техн, наук

П.Д. Таиров

Предприятие-спонсор МНТК "Нефтеотдача”

Методы извлечения остаточной нефти /М.Л. Сургучев,
М 54 А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин и др. - М.: Недра, 1991. - 347 с.:
ил.

ISBN 5-247-00959-2

Проанализированы факторы, обусловливающие формирование
остаточной после заводнения нефти в пласте. Обоснована Перспективность
ее вытеснения диоксидом углерода к мицеллярными растворами. Рассмот-
рены механизм такого вытеснения, математическое моделирование
процессов и методики расчета технологических показателей разработки
месторождений. Изложены методика оценки неопределенности и риска
разработки, результаты исследований влияния на них условий и техноло-
гических параметров реализации процессов.

Для инженерно-технических работников, занимающихся разработ-
кой месторождений на поздней и завершающей стадиях-

ISBN 5-247-00959-2

© Коллектив авторов, 1991

Введение

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов совре-
менными, промышленно освоенными методами разработки во всех
нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средняя
конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам
составляет 25ч-45 %, например, в странах Латинской Америки и
Юго-Восточной Азии нефтеотдача пластов составляет 24-27 %, в Иране
16-17 %, в США, Канаде, странах Западной Европы и Саудовской
Аравии 33-37 %, в СССР более 40 % и т-д., в зависимости от структуры
запасов нефти и применяемых методов разработки.

Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными мето-
дами разработки запасы нефти достигают в разных странах в среднем
55-75 % от первоначальных геологических запасов нефти в недрах.
Еще в более широком диапазоне (30—90 %) изменяются остаточные
запасы нефти по отдельным разрабатываемым месторождениям, в
зависимости от сложности строения и условий разработки. Современ-
ные геологические запасы нефти на всех известных месторождениях
мира достигают более 500 млрд. т. Из них более 300 млрд, т относятся к
категории неизвлекаемых современными промышленно освоенными
методами разработки. Извлечение из остаточных запасов нефти
10-15 % в среднем или 30-40 млрд, т вполне возможно даже изучае-
мыми в настоящее время методами увеличения нефтеотдачи пластов,
поэтому остаточные запасы нефти на разрабатываемых месторождени-
ях представляют собой большой резерв для увеличения извлекаемых
ресурсов, важную цель для применения методов увеличения нефтеот-
дачи пластов.

Во всем мире исследования в области увеличения нефтеотдачи
пластов устремлены на уменьшение остаточных запасов нефти, на
извлечение экономически рентабельной их части, особенно в сложных
горно-геологических условиях (малопроницаемые, неоднородные,
расчлененные, заводненные пласты, карбонатные коллекторы, нефте-
газовые залежи и т.п.), которые освоенными методами разрабатывают-
ся неэффективно.

Для нашей страны, больше других применяющей при разработке
заводнение нефтяных месторождений, очень важное значение при-
обретает проблема извлечения части остаточных запасов нефти из
заводненных пластов. Остаточные запасы нефти на месторождениях,
находящихся на самой поздней стадии разработки (обводненность
продукции выше 90 %), огромны. Увеличить извлекаемые запасы
нефти, снизить обводненность продукции, повысить или даже стабили-
зировать добычу на этой стадии - задача народнохозяйственной
важности. Однако это наиболее трудная категория остаточных запасов

нефти, особенно на месторождениях с высокой эффективностью
заводнения, когда конечная нефтеотдача пластов превышает 60 %,
нефть рассредоточена и рассеяна бессистемно по пласту, а высокая
водонасыщенность мешает вступить в контакт с нефтью любому
рабочему агенту. В настоящее время из известных и промышленно
испытываемых методов увеличения нефтеотдачи пластов для этой
категории запасов пригодны несколько принципиальных методов,
которые можно указать в порядке изученности и готовности их для
применения:

водогазовые;

физико-химические;

микробиологические;

волновые.

Все эти методы извлечения остаточных после заводнения запасов
нефти могут применяться в виде различных модификаций. Сии сопро-
вождаются сложнейшими физико-химическими, газодинамическими,
микробиологическими, гравитационно-сейсмическими и другими
процессами, большим риском получения неоптимальных результатов
и требуют широких всесторонних исследований и промысловых
испытаний, прежде чем их промышленно применять. Разумеется.речь
идет не о полном извлечении нефти, оставшейся в заводненных пла-
стах, а лишь о части ее. Даже в лабораторных условиях, на кернах
самыми эффективными рабочими агентами извлекается не вся оста-
точная нефть.

Текущее состояние исследований и испытаний указанных методов
в нашей стране и за рубежом свидетельствует о том, что все они
дорогостоящие, сопровождаются большими технологическими ослож-
нениями и неопределенностью в процессе реализации, а для опти-
мального их применения, т.е. для обеспечения надежности и мини-
мального риска, необходимо решение многих научных,технологичес-
ких и материально-технических проблем. Вместе с тем, дополнитель-
ное извлечение нефти из заводненных месторождений - вполне
целесообразная альтернатнна получению нефти из других источников
(сланцев, угля и т.п.), что также дорого стоит и требует решения
многих не менее сложных проблем. В данной работе рассматриваются
научные проблемы методов извлечения остаточных запасов нефти,
основные технологии и практические результаты известных методов,
возможные осложнения, неопределенность и риск при их реализации,
экономические и материально-технические проблемы, тенденции

развития и перспективы применения в промышленном масштабе. При
рассмотрении каждого из этих вопросов используются отечественная и
зарубежная информация, данные современных исследований, обобще-
ния, представления и прогнозы. Изложенные результаты и материалы
ие следует воспринимать как законченные, однозначные, абсолютные
и не изменяемые при последующих исследованиях и испытаниях. Цель
данной работы авторы видят в том, чтобы дать специалистам-исследо-
вателям и принимающим решения общие, хотя бы схематические
контуры очень сложной, комплексной, но безусловно важной и пер-
спективной для нашей экономики проблемы увеличения извлекаемых
ресурсов нефти за счет дополнительного использования огромных
остаточных запасов нефти в заводненных пластах разрабатываемых
месторождений.

1.	СОСТОЯНИЕ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ
НА ЗАВОДНЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Опыт применения различных методов увеличения нефтеотдачи
пластов показывает, что успех дела и эффективность процессов в
значительной мере зависят от того, насколько выбранный метод,
запроектированная система размещения скважин и реализованная
технология процесса учитывали реальное состояние остаточных
запасов нефти, а также детерминированное распределение нефтена-
сыщенности и свойств нефти по всему объему залежи. Многие проекты
применения методов увеличения нефтеотдачи пластов как у нас в
стране, так и за рубежом были безуспешными или с эффективностью
значительно ниже проектной потому, что перед их началом были
неправильные представления о состоянии остаточной нефтенасыщен-
ности, т.е. неправильные представления о том, как остаточная нефть
рассредоточена в пласте и каковы ее свойства.

Для заводненных пластов эта проблема приобретает очень боль-
шое значение в связи с тем, что нефть и вода в пластах как несмеши-
вающиеся жидкости по-разному взаимодействуют с пер одой, с актив-
ными рабочими агентами и между собой в зависимости от насыщен-
ности, компонентного состава нефти, минералогического состава
воды, вещественного состава пород и структуры пористой среды.

Все эти характеристики нефтеносных пластов требуется доподлин-
но знать и уметь использовать при проектировании процессов донз-
влечения остаточных запасов нефти, особенно в случаях применения
дорогостоящих рабочих агентов в виде малых по объему оторочек со
сложными физико-химическими явлениями в пластах.

Минералогический состав воды и вещественный состав пород -
известные стандартные характеристики, изложенные в различных
работах, которые нет необходимости дополнительно рассматривать. А
распределение остаточной нефтенасыщенности в заводненных пластах,
свойства остаточной нефти и микроструктура пористой среды до
настоящего времени слабо изучены и представления о них далеко
ие однозначны. Эти характеристики целесообразно рассмотреть еще
раз и более обстоятельно.

1.1.	ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ
ПРИ ИХ ЗАВОДНЕНИИ

Заводнение нефтяных залежей при разработке может быть естест-
венным, когда извлекаемая из пластов нефть замещается пластовой
водой - контурной или подошвенной, подпирающей нефть, и искус-
ственным, когда нефть из пластов вытесняют водой, нагнетаемой с

поверхности или из других водоносных пластов через специальные
скважины.

Различия между этими видами заводнения нефтяных залежей
могут быть очень большими, но выражаются они обычно одними и
теми же показателями эффективности:

коэффициентом дренирования залежей (л др);

коэффициентом охвата пластов заводнением (чОхв)>

коэффициентом вытеснения нефти водой из пористой среды (i|BbiI).

Этих трех показателей достаточно для полной характеристики
эффективности заводнения любого нефтеносного пласта в целом —
нефтеотдачи пласта как произведения трех указанных коэффициентов
и отдельных элементов ее при детальном изучении. При этом в каж-
дый из показателей вкладывается следующий физически и гидро-
динамически содержательный смысл. Коэффициент дренирования
залежей (п) определяет долю их общего нефтенасыщенного объема, в
котором обеспечена фильтрация жидкостей данной системой скважин
(Удреи)»и выражается отношением

Чдр ~ Удрен^Кал-

Коэффициент охвата пластов заводнением (цохв) определяет долю
объема дренируемого нефтенасыщенного пласта, охваченного (заня-
того) водой (Уаав), и выражается отношением

<1-2)

Коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды (цВЫ1)
определяет степень замещения нефти водой в пористой среде и выра-
жается отношением

«-Л

где осв — начальная насыщенность пористой среды водой; оНОЛ —
остаточная нефтенасыщенность пористой среды в зоне, занятой водой.

На эти показатели эффективности заводнения оказывают влияние
различные факторы, управляемые'и неуправляемые в процессе разра-
ботки, относящиеся к категории геологического строения залежей,
физико-химических свойств пластов и жидкостей и условий разработ-
ки залежей (бурения и эксплуатации скважин). На основе опыта
заводнения и теоретических исследований можно указать следующие
основные факторы, влияющие на показатели эффективности заводне-
ния.

1.	Коэффициент дренирования залежей.

1.	Расчлененность, прерывистость (монолитность),сбросы пластов.

2.	Условия залегания нефти, газа и воды в пластах.

3.	Размещение добывающих и нагнетательных скважин относи-
тельно гпаниц выклинивания пластов.

4.	Состояние призабойных зон пластов как следствие качества
вскрытия и изменения при эксплуатации.

II. Коэффициент охвата пластов заводнением.

1.	Макронеоднородность пластов — слоистость, зональная измен-
чивость свойств.

2.	Трещиноватость. Каверноэность (тип коллектора).

3.	Соотношение вязкостен нефти и вытесняющей воды.

III. Коэффициент вытеснения нефти водой.

1.	Микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов
(средняя проницаемость).

2.	Смачиваемость поверхности пор, степень гидрофильности и
гидрофобности среды.

3.	Межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой.

Знание всех перечисленных факторов и степень их влияния на
эффективность заводнения каждого конкретного месторождения
очень важно на стадии прогноза заводнения, но совершенно необхо-
димо для обоснования наиболее подходящих методов, систем разме-
щения скважин и технологий извлечения остаточных запасов нефти.

Вполне очевидно, что для успешного применения того или иного
метода извлечения остаточных запасов нефти следует точно знать,за
счет какого показателя, в какой мере и за счет какого фактора снизи-
лась эффективность заводнения. Универсальных методов увеличения
нефтеотдачи пластов вообще и извлечения остаточных запасов нефти в
частности в настоящее время нет и, по-видимому, ие будет в будущем.
Поэтому методы извлечения остаточных запасов нефти из заводнен-
ных пластов должны подбираться и обосновываться (с точки зрения
системы и технологии) исходя из основных факторов, снизивших
показатели эффективности заводнения. Большая часть из этих факто-
ров относится к категории управляемых. Поэтому естественно, на
первый взгляд, кажется, что совсем просто и доступно воздействовать
на остаточную нефть, если ее формирование обусловлено в основном
управляемыми факторами. Из перечисленных к ним относятся:

размещение добывающих и нагнетательных скважии относительно
границ выклинивания;

состояние призабойных зон пластов вследствие качества вскрытия
и изменения при эксплуатации;

трещиноватость пластов;

соотношение вязкостей нефти и вытесняющей воды;
межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой;
смачиваемость поверхности пор (гидрофильность, гидрофобность).
При заводнении от деятельности человека зависят только первые
два управляемых фактора.

Однако для эффективного воздействия на коэффициент дрениро-
вания, например, оптимизацией размещения добывающих и нагнета-

Рис. ДЬ Геологический профиль по линии скв. 5259—5516 объекта БВе Самотлорского
месторождения.

1—иефтеиасъпцекный пласт; 2 — глины; 3 — пласт обводняется закачиваемой водой

Скв.6070 Скв 6126	Сив 4723 Сив.4940 Скв 5060

Сив6043 Скв437 Скв 6176	Скв 4905Скв 4976	Скв.5278Скв6515 Скв 6555

Гис. 1.2. Корреляционная схема горизонта БВ D Самотлорского месторождения.

Г — песчаники; 2 — глины; ЗВ/7 - зона высокой продуктивности; ЗИП - зона низкой
продуктивности

тельных скважин, необходимо однозначно зафиксировать положение
границ выклинивания всех пропластков, иногда невообразимо слож-
ных по конфигурации и сочетанию в разрезе.

На рис. 1.1 и 1.2 приведены разрезы двух пластов Самотлорского
месторождения - лучшего пласта БВв (см. рис. 1.1) и худшего пласта

БВ10 (см.рис. 1.2). Даже лучший пласт БВв имеет много барьеров для
фильтрации нефти, а из рис. 1.2 видно, что для пласта БВ1О важнейшее
условие извлечения остаточных запасов нефти будет заключаться в
удачном размещении добывающих и нагнетательных скважин (точек
отбора и питания) относительно границ линз и пропластков. Но даже в
случае точного знания этих границ, что технически (объемная сейсми-
ка) сейчас возможно, встает вопрос экономический - целесообразно
ли бурить скважины отдельно на каждую линзу? Это требует деталь-
ного анализа на основе стоимости скважии, их продуктивности,
возможной накопленной (суммарной) добычи нефти на одну скважину
и иены на нефть-

Трещиноватость пласта отнесена к управляемым факторам, так
как возможно создание в пластах глубокопроникающих трещин при
помощи массированного гидроразрыва и ограниченных трещин при
помощи взрывов в скважинах, когда это необходимо для притока
нефти. Но в обычных условиях трещиноватость пластов (обычно
карбонатных) - фактор снижения охвата их рабочим агентом (водой,
газом, раствором).

Остальные управляемые факторы требуют физико-химических или
других методов воздействия на них. Фактор состояния призабойных
зон пластов в скважинах для нашей нефтяной промышленности од-
нозначен. Практически во всех пробуренных до настоящего времени
скважинах требуется восстановление свойств призабойных зон плас-
тов, так как ввиду повсеместно осуществляемой технологии завер-
шения скважин при бурении (вскрытие пластов, обсадка колонной,
цементирование, перфорация и освоение) и последующих подземных
ремонтов с глушением их водой, они имеют искусственно ухудшенные
свойства, за счет кольматации пор глиной, набухания пластовой гли-
ны, глубокого внедрения фильтрата, растворов глушения, выпадения
парафина, асфальтенов, смоп и др.

К неуправляемым факторам, влияющим на показатели эффектив-
ности заводнения, относятся:

расчлененность, прерывистость, сбросы пластов;

условия залегания нефти,газа и воды в пластах;

микронеоднородность пластов - словстость, зональная изменчи-
вбсть свойств;

кавериозность, тип коллектора;

микроиеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов,
средняя проницаемость.

Эти факторы необходимо лишь правильно изучать на каждом
конкретном месторождении и учитывать при выборе метода, свстемы
размещения скважин и технологии извлечения остаточных запасов
нефти.

1.2. ДОСТИГАЕМЫЕ ЗНАЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ В ЗАВИСИМОСТИ
ОТ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ

Интегральный или комплексный показатель эффективности
заводнения конкретных нефтяных месторождений, достигаемая конеч-
ная нефтеотдача пластов изучаются достаточно широко. Результаты
исследований нефтеотдачи приведены во многих публикациях.

В табл. 1.1 приведены фактические значения достигнутой нефтеот-
дачи пластов некоторых месторождений Урало-Поволжья, разрабаты-
ваемых при заводнении более 25 лет, находящихся в поздней стадии
эксплуатации, и проектные значения конечной нефтеотдачи пластов.
Сопоставление фактических значений нефтеотдачи пластов с доста-
точно высокими проектными конечными значениями (более 50 %)
показывает, что последние являются вполне реальными и достижи-
мыми. Можно привести примеры и более высоких значений конечной
нефтеотдачи пластов. При заводнении пласта БВе1-2Самотлорского
месторождения вполне реальна конечная нефтеотдача 68-70 % от
начальных геологических запасов. По пласту Б2 Зольненского и
пласту Д Яблоневского месторождений (Среднее Поволжье) фактичес-
ки достигнута нефтеотдача. 65-66 %, на Бавлинском месторождении в
Татарии на месторождениях Сураханы и Кала в Азербайджане - более
60 % и т.д.

Эти высокие значения конечной нефтеотдачи пластов при завод-
нении указывают на благоприятное сочетание факторов, влияющих на
отдельные показатели эффективности заводнения. Особенно большое
влияние на высокую нефтеотдачу приведенных пластов оказали такие
факторы, как монолитность пластов, отсутствие газовых шапок и

Таблица 1.1.

Коэффициенты нефтеотдачи по залежам, разрабатываемым более 25 лет

Залежь (или месторождение), пласт

Вязкость неф-
ти. мПа - с

Коэффициент нефтеотдачи

текущий (процент
обводненности)

Абдрахменовская, Д4
Южно-Ромашкинская, Дх
Альметьевская, Б + Д.
Миннибаевская, Д, + До
Бавлинское, Д1
Туймазинское, П|
Шкаповское, Д
Мухаиовское (III объект)|Д1 - Д4
Дмитровское, С
Кулешовское, А3

2,74	0,568	0,436 (80)
5	0,543	0,414(84)
4	0,548	0,427 (69)
2,80	0,560	0,442 (84)
2,40	0,593	0,491 (91)
2,55	0,608	0,541 (95)
0,95	0,580	0,530(96)
0,77	0,590	0,520(80)
1,48	0,650	0,510 (82)
0,65	0,620	0,560 (94)

широких водонефтяных зон, высокопористый песчаный коллектор,
микрооднородность и гидрофильность поверхности пористой среды,
низкое соотношение вязкостей нефти и вытесняющей воды.

Неблагоприятные сочетания этих факторов могут снизить нефтеот-
дачу до 20-25 и даже до 10-15 %. Месторождений, разрабатываемых
при заводнении с нефтеотдачей менее 30 %, очень много, например,
Яблоневское, Якушкинское в Куйбышевской области, Тарханское,
Дерюжевское, Осинское в Оренбургской области, Локбатан в Азербей-
джаяе и многие другие. Влияние различных факторов на нефтеотдачу
пластов для основных месторождений Урало-Поволжья (Башкирия,
Татария, Куйбышевская область) и Азербайджана изучалось методами
многофакторного, регрессионного анализа многими специалистами.
Повторить эти результаты здесь нет необходимости, но в обобщенном
виде можно представить, что при одном и том же методе разработки,
при заводнении месторождений, конечная нефтеотдача пластов как
показатель в среднем определяется на 60- 70 % объективными геоло-
го-физическими условиями, существующими до начала разработки, на
20-30 % - применяемой системой разработки и на 5-10 % - технологи-
ей, условиями бурения и эксплуатации добывающих и нагнетательных
скважин. Но возможны и большие отклонения от этих соотношений. В
аномальных геопого-физических условиях месторождений, например,
при мапой проницаемости пластов и неблагоприятной микроиеодно-
родности пористой среды дебиты скважин, добыча нефти и нефтеот-
дача пластов целиком, на 100 % могут определяться технологией
бурения и эксплуатации скважин. В этих случаях некачественное
бурение и ’’грязное” завершение скважин могут обусловить снижение,
ухудшение притоков нефти до экономически нерентабельных и даже
до нулевых при больших депрессиях на пласт. Таких примеров на
слабопродуктивных месторождениях Западной Сибири и Урало-По-
волжья очень много. Только восстановление свойств призабойных зон
пластов устранением кольматации, уменьшением набухаемости глин и
удалением воды (фильтрата) химическими продуктами может обеспе-
чить промышленные притоки нефти и, следовательно, нефтеотдачу
пластов. Относительное влияние отдельных геолого-физических
факторов на нефтеотдачу пластов, хотя и не в чистом виде, отражено в
табл. 1.2 на основе статистического усреднения нефтеотдачи по место
рождениям страны, группируемых по тому или иному признаку
(фактору).

Фактор карбонатные коллекторы очень сильный и неблагоприят-
ный для конечной нефтеотдачи пластов, особенно трещинно-порового
типа. Чистотрешиноватые коллекторы, когда нефть содержится только
в трещинах, подобно Карабулак-Ачалукскому месторождению в
Чечено-Ингушетии, - особые и редко встречаемые, но нефтеотдача в
них может достигать больших значений (60-70 %). Поэтому проблема

Таблица 1.2.

Средние значения нефтеотдачи пластов по группам месторождений

Признак месторождения	Конечная неф- теотдача, %

1- Терригенные коллекторы	43

2. Чистонефтяные залежи. Проницаемость пластов более 0,05 мкм3. 50
Вязкость нефти ме; ее 30 мПа -с

3. Нефтегазовые залежи. Проницаемость менее 0,05 мкм2	32

Вязкость более 30 мПа • с

В том числе:

нефтегазовые залежи и проницаемость менее	35

0,05 мкм2

вязкость нефти более 30 мПа • с

4. Карбонатные коллекторы	32

В том числе:

трещиноватые	54

трещиновато-каверноэно-пористые	31

карбонатных коллекторов только трещинно-порового типа, с нефте-
насыщенными матрицами очень важна для решения проблемы изиле-
чения остаточных запасов нефти из заводненных пластов и вообще для
увеличения нефтеотдачи пластов. Но самый сильный фактор для неф-
теотдачи пластов — вязкость нефти. При вязкости нефти более
25-30 мПа - с нефтеотдача при заводнении пластов становится очень
низкой, практически недопустимой при современных требованиях к
разработке. Эти факторы оказывают большое влияние и на темпы
разработки месторождений, обычно выражаемые в процентах макси-
мальной годовой добычи нефти от начальных извлекаемых запасов
иефти.

Средние относительные темпы добычи нефти (% от запасов в год)
по группам месторождений (залежей) с разными основными признака-
ми приведены ниже.

Терригенные коллекторы............................................ 7,3

Карбонатные коллекторы трещинно-порового типа..................... 4

Проницаемость пластов менее 0,05 мкм3.... ...............  .......	2,9

Нефтяные залежи................................................... 8,1

Нефтегазовые залежи............................................... 3,6

Вязкость нефти менее 10 мПа • с.................................. 7,4

Вязкость нефти более 30 мПа - с................................... 2,4

Факторы большая вязкость нефти, малая проницаемость пластов и
карбонатность коллекторов оказывают большое влияние и на темпы
добычи нефти, сильно снижают их даже от уменьшенных извлекаемых
запасов.

L3. ДОСТИГАЕМЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Изучение показателей эффективности заводнения нефтяных
залежей - коэффициентов дренирования, охвата и вытеснения прово-
дилось в значительно меньшей мере, чем коэффициента нефтеотдачи
пластов. Систематизированных, обобщенных данных по достигаемым
значениям коэффициентов дренирования, охвата пластов и вытесне-
ния к настоящему времени совсем мало, тем более в зависимости от
различных факторов. Эти проблемы еще ждут своих исследований в
будущем, потому что без детального изучения дифференцированных
показателей эффективности заводнения нельзя обеспечить целе-
устремленного применения методов извлечения остаточных запасов
нефти и увеличения нефтеотдачи.

На данном этапе на основе отдельных примеров можно показать
лишь диапазон изменения этих показателей эффективности заводне-
ния. Наиболее изученным и располагающим дифференцированными
данными по отдельным показателям эффективности заводнения
является, очевидно, Самотлорское месторождение.

Коэффициент дренирования относительно монолитных пластов
АВ^2, АВ2_3 и БВ8 достигает 95-97 %, тогда как в тех же самых плас-
тах в зонах так называемого тонкого чередования и усеченного тонко-
го чередования, т.е. в зонах частого переслаивания песчаных и глинис-
тых пропластков, коэффициент дренирования снижается до 30-50 %
(на рис. 1,3). Как видно из рис. 13, в монолитном пласте дренировани-
ем охвачено более 95 % объема, тогда как в расчлененном коэффици-
ент дренирования составляет не более 30 %. Для разреза пласта БВ10

Рис. 1.3, Зависимость охвата пласта дренированием АВг_3 Самотлорского месторождения
от расчлененности по геофизическим данным.

а — расчлененный пласт; б — яерасчлененяый пласт; 1 — не работает; 2 — работает; h —
толщина пласта; п — частость

(см. Рис-1-2) коэффициент дренирования, фактически достигнутый
существовавшей сеткой скважин (1980 г.), составлял примерно 40 %.
При этом коэффициент дренирования не изменяется во времени, а
остается практически постоянным при неизменной системе разработки
и условиях эксплуатации. Увеличение коэффициента дренирования
пластов в этих условиях требует прежде всего изменения системы
разработки и ие только уплотнения сетки скважин, но и перехода на
площадные системы заводнения, сообразуясь с размерами линз и
зонами замещения коллекторов. Моделированием (расчетами) во
ВНИИ показано, что площадные системы заводнения при высокой
расчлененности указанных пластов могут увеличивать коэффициент
дренирования в 1,3—2 раза по сравнению с пятирядной блоковой
системой, в зависимости от плотности сетки скважин, причем приме-
нение площадных систем заводнения вместо многорядных в большей
мере повышает дренирование линзовндных, расчлененных, прерывис-
тых пластов, чем просто уплотнение сетки скважин.

Коэффициент охвата пластов заводнением, в отличие от коэф-
фициента дренирования - показатель изменяющийся во времени и
возрастающий в пространстве (объеме) залежей - по мере продвиже-
ния водонефтяных, контактов в пласте, и от фронта заводнения к
контуру нагнетания, а в среднем по мере увеличения объема прокачки
жидкости по пласту. Практически на многих месторождениях при
помощи специальных скважин зафиксировано послойное обводнение
монолитных пластов (Зольненское, Покровское, Самотлорское и т.д.) с
последовательным охватом водой слоев разной проницаемости.
Поэтому значения коэффициента охвата необходимо фиксировать к
определенной стадии разработки залежей. Обычно различают охват
пластов заводнением на момент прорыва воды в скважины первого,
второго или третьего ряда, к моменту прокачки жидкости (воды) через
пласт в объеме двух-трех объемов пор или начальных геологических
запасов нефти и на конец разработки .определяемый предельной,
экономически рентабельной обводненностью добываемой продукции
(95-99 %), в зависимости от затрат на добычу нефти (отбор жидкости),
продуктивности скважин и качества нефти.

Охват пластов заводнением к моменту прорыва воды в скважины
колеблется в очень широких пределах (от 10-15 до 75-85 %), в зави-
симости от слоистой неоднородности пластов и вязкости нефти. Ука-
занные крайние значения охвата пластов заводнением к моменту
прорыва воды в скважины наблюдались по XIII пласту Узеньского и
пласту БВ1-* Самотлорского месторождений, разрабатываемых при
аналогичных блоковых системах размещения скважии. На Узеньском
месторождении к моменту текущей нефтеотдачи пласта 7-8 % обвод-
ненность добываемой продукции достигала уже 17—20 %. А на Самот-
лорском месторождении (пласт BBg1-2) скважины за безводный

период отбирали 80-88 % от всей накопленной добычи нефти из них за
весь период эксплуатации. В первом случае вода прорывалась ”кин-
жально” и безводный период эксплуатации скважин составлял не
более 1-2 лет, а водный период эксплуатации скважин растягивался
на десятки лет. В случае пласта БВ* ~в2 Самотпорского месторождения
водонефтяной контакт проходил почти вертикально, безводный
период длился годами, а водный период эксплуатации многих сква-
жин от появления воды до предельной обводненности не превышал
2-3 лет.

Остальные месторождения занимают промежуточное значение по
коэффициенту охвата пластов заводнением к моменту прорыва воды в
скважины между Узеньским и Самотлорским месторождениями.

Предельные значения охвата различных пластов заводнением на
конец разработки Узеньского месторождения будут достигать 60-70 %,
а Самотлорского — 70-95 %, при конечной нефтеотдаче пластов 40-50
и 43-68 % соответственно. Следует отметить, что охват пластов завод-
нением на всех стадиях разный в различных сечениях пласта - ои
уменьшается от линии нагнетания воды к линии отбора нефти в связи
с уменьшением объема прокачиваемой воды через удаленные зоны. На
рис. 1.4 показано распределение охвата заводнением пласта Азнака-
евского участка Ромашкинского месторождения.

Коэффициент вытеснения нефти водой из пористых сред, согласно
теории двухфазной фильтрации Баклея - Леверетта, - также изме-
няющийся во времени и в объеме пласта показатель, - возрастающий
от фронта вытеснения к линии нагнетания при постоянном среднем
значении.

Коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды для
разных пластов изменяется в довольно широких пределах. Наимень-

шие. 1.4. Профиль распределения насыщенности s в заводненном пласта Л, «а* б”Азна-
каевского участка Ромашкинского месторождения.

Обводненность продукции, %: 1— 90; 11— 80; 1 — остаточная нефть; 2 — подвижная нефть;
3 — связанная вода; 4 — внедрившаяся вода; 5 — нагнетательная скважина; 6 — добываю-
щая скважина; 7-скважина остановлена

шие его значения в 54-58 % зафиксированы в полимиктовых гидро-
фильных коллекторах месторождений Западной Сибири, в слабопро-
ницаемых пластах и периферийных зонах залежей Самотлорского и
других месторождений. В высокопроницаемых полимиктовых кол-
лекторах и в центральных зонах залежей доля вытесняемой водой
нефти достигает 70-75 %, а в кварцевых, слабоглинистых коллекторах
месторождений Урало-Поволжья (Зольненское, Мухановское, Бавлин-
ское и т.д.) вытесняемая часть нефти превышает 80-85 %. В гидро-
фобных и гидрофобизованных (карбонатных) коллекторах коэф-
фициент вытеснения нефти водой может быть существенно меньше,
чем в гидрофильных пластах.

При этом следует отметить, что остаточная нефтенасыщенность в
заводненных пластах минимальна на линиях нагнетания (если нет
застойных зон) и различается в удаленных зонах — она тем больше,
чем меньше прокачано воды через-эти зоны. На рис. 1.4 приведено
распределение насыщенности в заводненном пласте Д, Азнакаевского
участка Ромашкинского месторождения, построенное на основе
оценочных скважин и анализа нефтеотдачи лри подготовке опыта
мицеллярного заводнения.

Оценку количества остаточной нефти в обводненных зонах от-
дельных участков месторождений, разработка которых практически
закончена, проводили многие исследователи.

Более 90 определений нефтенасыщенности образцов из керна,
отобранного как в промытых, так и в чисто нефтяных зонах на некото-
рых месторождениях Урало-Поволжья при использовании в качестве
промывочной жидкости обычного глинистого раствора показали, что
остаточная нефтенасыщенность изменялась в исключительно широких
пределах - от 5 до 90 %. Даже по керну, отобранному из одной сква-
жины, нефтенасыщенность колебалась иногда от 20 до 65 %.

Средняя остаточная нефтенасыщеииость по всему керну -
22,8 ± 5 %, тогда как средняя нефтенасыщенность керна скважин,
расположенных в чисто нефтяных зонах пласта, но промытых фильтра-
том бурового раствора, изменяется от 19,3 до 35,1 %, а из оценочных
скважин в промытых эонах пласта - от 17,1 до 27 %.

Анализируя данные по определению начальной и остаточной
нефтенасыщенности пород-коллекторов Узеньского месторождения
по результатам исследования керна (всего по 1942 определениям),
исследователи пришли к выводу, что если между начальной нефте-
насыщенностью и проницаемостью коллектора существует тесная
взаимосвязь (чем больше проницаемость, тем больше начальная
нефтенасыщенность), то при довольно широком диапазоне проницае-
мости (0,03-0,06,0,06-0,12,0,12-0,24, 0,24-0,6 мкм2) средние значения
близки друг к другу (25,5 %). Это согласуется с мнением о практически
неизменной остаточной нефтенасыщенности пород-коллекторов

Узеньского месторождения в широком диапазоне изменения проница-
емости.

Эксперименты по вытеснению нефти водой, проведенные во ВНИИ
на образцах, приготовленных из кернов, отобранных из продуктивных
горизонтов разной проницаемости Узеньского месторождения, также
показали, что остаточная нефтенасыщенность практически не изменя-
ется при изменении проницаемости образцов от 0,06 до 2 мкм2 и равна
25,4%.

Обобщение массовых определении остаточной нефтеяасыщенности
месторождений Башкирии показало, что при довольно широком
изменении значении остаточной нефтенасыщенности среднее значение
оказалось равным для пластов и Цц Туймазинского месторождения:
по лабораторным опытам - 25,1 %; по кернам, промытым фильтратом
бурового раствора 24,9 %; по кернам из заводненных зон - 21,6 %;
для пласта J^v Шкаповского месторождения средняя остаточная
нефтенасыщенность соответственно составила: 22,6,19,6 и 14,3 %.

При статистической обработке данных по остаточной нефтенасы-
щениости обнаружено, что в ее распределении для терригенных и
карбонатных пород Башкирии выделяются две группы с устойчивыми
средними значениями (левые и правые совокупности). Первая группа
характеризуется средней остаточной нефтенасыщенностью 19 % поро-
вого объема, вторая - 28 %.

А.С. Касов, обобщая многолетние экспериментальные результаты
определений по продуктивным пластам 40 месторождений Западной
Сибири, делает также заключение о незначительном различии содер-
жания остаточной нефти в коллекторах с проницаемостью от 0,005 до
1 мкм2, к которым приурочены основные запасы нефти в Западной
Сибири. Средние значения по отдельным пластам варьируют от 23 до
25%.

Таким образом, можно считать установленным, что значения
средних остаточных нефтенасыщенностей устойчивы для отдельных
формаций и нефтенасыщенных зон и по рассмотренным месторождени-
ям с разными физнко-геологическими характеристиками находятся в
сравнительно небольшом диапазоне (от 19 до 28 %).

1.4.	ВИДЫ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ЕЕ СВОЙСТВА

В настоящее время не существует общепринятого представления о
характере распределения остаточной нефти в заводненных пластах, а
также достоверных оценок по определениям его на фактическом
материале (кернах, отобранных в обводненных зонах). Эта проблема
чисто фундаментальная, и она пока не исследована в том объеме, как
того заслуживает, хотя от этого зависит вся проблема увеличения
нефтеотдачи пластов, пути и способы ее решения. Однако остаточные

запасы нефти в недренируемых пластах к не охваченных водой про-
пластках хорошо изучены.

Можно считать, исходя из многообразия факторов, что реально
образуются различные виды остаточной нефти как в пределах одного
конкретного месторождения, так и для месторождений различного
типа.

Ло данным экспертных оценок остаточные запасы нефти (100 %) по
видам количественно распределяются следующим образом:

1)	нефть, остающаяся в слабопроницаемых пропластках и участ-
ках, не охваченных водой, - 27 %;

2)	нефть в застойных зонах однородных пластов - 19 %•

3)	нефть, остающаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не
вскрытых скважинами,- 24 %;

4)	капиллярно-удержанная и пленочная нефть - 30 %.

Часть остаточной нефти (пп. 1,2,3), которая не охвачена процес-
сом заводнения вследствие высокой макронеоднородности разрабаты-
ваемых пластов и застойных зон, образуемых потоками жидкости в
пластах, составляет 70 % всех остаточных запасов, представляя основ-
ной резерв для увеличения нефтеотдачи. Повысить нефтеотдачу пласта
за счет этой части нефти можно в результате совершенствования
существующих систем и технологий разработки и так называемых
гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Остальная часть нефти (п. 4) остается в обводненных коллекторах
вследствие их микронеоднородности и может извлекаться только в
результате воздействия на нее различных физических и физико-хими-
ческих процессов и явлений.

Остаточная нефть в естественных условиях в обводненных зонах
пласта может находиться одновременно в различных состояниях.
Характер распределения остаточной нефти в зонах пласта после
заводнения зависит от структуры порового пространства и физико-хи-
мических свойств соприкасающихся фаз.

Если поверхность твердой фазы явно гидрофильна (угол смачива-
ния меньше 30’), нефть остается преимущественно в виде капель
(глобул), рассеянных в поровом пространстве. Такие капли, согласно
теории капиллярного охвата, а также некоторым отдельным наблюде-
ниям, например, при помощи насыщения породы модели сплавом Вуда
или парафином с последующим вытеснением, охлаждением и раство-
рением самой породы, могут занимать как единичные крупные поры,
так и несколько пор, каналов (в американской литературе такие
конфигурации называются ’’ганглиями”).

Если пористая среда обладает частичной гидрофобностью, то
остаточная нефть может оставаться в порах на гидрофобных участках
в виде пленки. У гидрофобной поверхности крупных пор пленка нефти
затем сливается с глобулой нефти, подошедшей из мелких пор. У

гидрофобных коллекторов (угол смачивания больше 90°). перво-
начальная связанная вода распределена прерывисто и занимает
наиболее крупные поры. Вторгшаяся при заводнении вода смешивает-
ся со связанной водой, оставаясь в наиболее крупных порах. Остаточ-
ная нефть остается в порах меньшего размера.

При рассмотрении вопроса о составе остаточной нефти в обводнен-
ных зонах пластов вследствие их микронеоднородности следует
учитывать возможную изначальную дифференциацию свойств нефти в
пределах одной и той же залежи. Степень этой дифференциации опре-
деляется различными геологическими и геохимическими факторами —
фациально-литологическими свойствами пластов, условиями залега-
ния нефти относительно ВНК и ГНК и гидрогеологическими условия-
ми.

Изменение свойств нефти в процессе разработки может происхо-
дить как в сторону утяжеления, так и (на отдельных участках) в
сторону облегчения добываемой нефти. Опыт разработки месторожде-
ний свидетельствует о том, что наиболее характерный случай — утя-
желение нефтей в процессе разработки, которое может быть связано с
уменьшением пластового давления в процессе разработки и потерей
легких фракций нефти при дегазации, а также с окислением нефти при
взаимодействии ее с закачиваемыми или Пластовыми водами. Воз-
можно также появление более тяжелых нефтей за счет перемещения в
глубь залежи утяжеленных нефтей из периферийных приконгактных
зон. Более тяжелая остаточная нефть может быть обусловлена и так
называемым эффектом гидродинамической хроматографии — разделе-
нием нефти на легкие и тяжелые фракции и отставанием последних
при движении.

Однако довольно часто встречаются случаи уменьшения плотности
удельного веса нефти в процессе разработки. Вероятно это связано с
литологией нефтесодержащих пород. В пределах одного и того же
продуктивного горизонта нефть, содержащаяся в прослоях с более
низкой проницаемостью, в той числе в песчаных прослоях с большим
содержанием глинистого материала, т.е. алевритах, имеет меньшую
плотность, чем нефть, заключенная в крупнозернистых более проница-
емых прослоях. В процессе разработки поток нефти к зонам скважин
формируется сначала за счет более проницаемых прослоев, которые
вырабатываются с опережением и лишь при достаточно большом
уменьшении забойных давлений в разработку начинают вовлекаться
прослои с худшей проницаемостью, содержащие нефть меньшей плот-
ности.

Исследования, проведенные во ВНИИ, показали, что свойства
нефтей изменяются даже в пределах очень небольших участков про-
дуктивного пласта Ярегского месторождения. Данные люминесцент-
но-битуминологического анализа и замеры коэффициента светопогло-

щения показали, что пробы нефти, отмытые из пористой среды на близ-
ко расположенных участках, значительно различаются по содержанию
тяжелых битумов, причем тем больше, чем более неоднородны эти
участки. Результаты исследований также показали, что на участках
более проницаемого песчаника нефть, как правило, содержала больше
асфальтосмолистых компонентов.

Исследования плотности и вязкости остаточной нефти, извлечен-
ной из образцов керна, отобранного из трех скважин на разных место-
рождениях Западной Сибири, при бурении на глинистом растворе
показали, что свойства остаточной нефти ухудшаются по сравнению с
добываемой на этих участках нефтью по плотности на 20-100 кг/мэ, а по
вязкости на 10-15 мПа - с и больше.

Большое влияние на изменение свойств пластовой нефти может
оказать закачиваемая в пласт вода. Поэтому свойства остаточной
нефти в обводненных зонах должны более заметно отличаться от
свойств нефти, добываемой из пласта в безводный период, и прежде
всего за счет окисления нефти кислородом, содержащимся в воде, а
также вследствие явления так называемой гидродинамической хро-
матографии (разделение на фракции), причем ухудшение свойств
остаточной нефти в этом случае зависит и от длительности промывки
водой рассматриваемой зоны.

Ориентировочные расчеты показывают, что за первые 20 лет
заводнения Туймазинского месторождения в девонские пласты вместе
с водой введено примерно 4700 т кислорода. Вместе с тем, многочис-
ленные анализы добываемой из скважин попутной воды, проведенные
В. В. Девликамовым, показали, что кислород в ней отсутствует, т.е.
полностью расходуется на окисление нефти в процессе фильтрации во-
ды по пласту.

Таким образом, на основании имеющихся в настоящее время
исследований можно считать, что свойства остаточной нефти сущест-
венно отличаются от свойств добываемой нефти. Тем не менее поло-
жение это нуждается в дальнейшем всестороннем изучении, так как
все известные процессы увеличения нефтеотдачи предполагают пере-
мещение, мобилизацию остаточной нефти в обводненных зонах пласта.

1.5.	СИЛЫ, УДЕРЖИВАЮЩИЕ ОСТАТОЧНУЮ НЕФТЬ, И ВОЗМОЖНОСТИ

ИХ ПРЕОДОЛЕНИЯ

Остаточные запасы нефти, ввиду макронеоднородности пластов,
обусловлены малой или нулевой скоростью фильтрации нефти в
слабопроницаемых зонах, слоях, пропластках и линзах. Причем это
вызвано не только малой проницаемостью, но в большей мере загряз-
нением, кольматацией призабойных зон при бурении и нагнетании
воды. Преодоление этих негативных явлений достигается средствами

и способами их недопущения и восстановления свойств призабойных
зон, что выходит за пределы данной темы.

При всех своих достоинствах метод заводнения не может обеспе-
чить необходимую конечную степень извлечения нефти и из заводня-
емых зон пласта. С целью повышения полноты извлечения нефти
необходимо применять такие методы, которые эффективно воздейст-
вуют на рассеянную нефть, оставшуюся в заводненных зонах. Значи-
тельно более важно и интересно рассмотреть основные силы и процес-
сы, обусловливающие удержание и перераспределение остаточной
нефти после прекращения заводнения и возможность их преодоления
на практике.

Главные силы, действующие в пласте^ насыщенном двумя или
более подвижными фазами, - поверхностные, вязкостные, гравитаци-
онные и упругие силы. Поверхностные или капиллярные силы созда-
ют на границе жидких фаз в пористой среде (на менисках) давление
порядка 0,01-0,3 МПа. Направление действия и величины поверхност-
ных сил определяются преимущественной смачиваемостью породы
одной из насыщающих фаз и микронеоднородностью пористой среды,
размером пор и поровых каналов. Поэтому смачиваемость и микро-
неоднородность пласта — важнейшие характеристики, влияющие на
количество, распределение и условия перемещения остаточной нефти.

Вязкостные силы (гидродинамическое сопротивление) пропорцио-
нальны вязкости нефти и потому возможно образование застойных
зон. В очень медленных процессах переформирования насыщенности
пластов нефтью и водой их влияние незначительно. Однако возмож-
ные отклонения от закона Дарси при малых скоростях фильтрации, т.е.
существование начального градиента давления для фильтрации нефти
или воды, могут значительно увеличить силы сопротивления и обус-
ловливать удержание нефти.

Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент
давления, численно равный разности плотностей нефти, газа и воды.
Величина этого градиента может составлять 0,1-10 МПа/м. Его дей-
ствие приводит к всплыванию нефти в воде или газа в нефти. Упругие
силы пластов, проявляющиеся при снижении пластового давления,
вызывают уменьшение размеров пор, смыкание трешин и, следова-
тельно, также способствуют увеличению остаточной нефтенасыщен-
ности.

Во ВНИИ за два года проведен комплекс теоретических и экспе-
риментальных исследований, касающийся решения проблемы пере-
формирования залежей после заводнения, из которых следует, что
течение жидкостей в пластах имеет струйный характер. Вне струй
нефть практически неподвижна, она и определяет остаточную макро-
нефтенасыщенность в виде агрегатов, которые находятся в неравно-
весном состоянии. После прохождения фронта заводнения происходит

их капиллярно-гравитационное перераспределение. В результате этого
часть остаточной нефти оказывается в промытых зонах и может быть
извлечена или подвижна только при устранении капиллярных сил.
Переформирование этой нефти отличается от простого всплытия
остаточной нефти и консолидации ее в верхней части пласта. Необхо-
димы условия дли активного проявления гравитационных сил.

Проведены многочисленные эксперименты по определению пре-
дельно устойчивого состояния остаточной нефти, т.е. такого ее состоя-
ния, что малое увеличение нефтенасыщенности приведет к тому, что
нефть перестанет удерживаться капиллярными силами и начнет
всплывать. В результате исследований найден безразмерный критерий
подвижности целиков нефти, который показывает, что в реальных
пластах, при проявлении капиллярных сил, подвижными становятся
целики размером порядка нескольких метров, в отличие от рассеян-
ных глобул в крупных порах, которые могут перемещаться только при
нейтрализованных капиллярных силах.

При каскадном слиянии всплывающих фрагментов остаточной
нефти гравитационная сегрегация может происходить быстрее, чем
при подъеме каждого фрагмента по отдельности. Однако эти воросы
требуют широких теоретических и экспериментальных исследований.

Процессы естественной гравитационной консолидации остаточных
запасов нефти чрезвычайно медленны и недостаточны, поэтому в
решении проблемы доизвлечения остаточной нефти надо искать
методы интенсификации гравитационного процесса переформирова-
ния. Следует изыскивать искусственные методы ускорения этих
процессов. Теоретические исследования и анализ показывают, что эта
проблема может быть вполне разрешима. В частности, остаточная
нефть в крупных целиках может быть ’’сдвинута” методами активного
воздействия, созданием условий для фильтрации в них.

Для консолидации рассеянной нефти требуется предварительное
многократное или длительное непрерывное устранение капиллярных
сил в заводненных пластах и активизация гравитационных процессов.

Во ВНИИ совместно с Институтом физики Земли АН СССР и Горным
отделом СО АН СССР с 1985 г. ведутся исследования одного из пер-
спективных методов переформирования и консолидации остаточной
нефтенасыщенности - вибросейсмического воздействия. Этот вид
воздействия на пласты испытывается на истощенных месторождениях.
Результаты обнадеживают.

Идея о возможности сейсмоакустического воздействия на нефтя-
ные пласты в целом была впервые высказана академиками М.А. Са-
довским и А.П. Крыловым в середине семидесятых годов в связи с
обнаруженной корреляцией между землетрясениями и уровнем добы-
чи нефти и воды из расположенных поблизости месторождения [38].

Исследованиями, проведенными в институтах ВНИИ, ВНИИЯГГ и
других организациях показано, что при фильтрации однородного
потока происходит увеличение физической проницаемости до 100 раз,
приблизительно во столько же раз может снижаться эффективная
вязкость реологической структуры нефти.

Исследованиями динамики всплытия капель в капиллярах с
непроницаемыми стенками, совершающими продольные колебания,
показано, что ускорение гравитационного всплытия происходит в том
случае, когда переменная вибрационная сила, действующая на каплю,
компенсирует силу трения капли о стенки капилляра: чем меньше
плотность капель и больше объем, тем выше ускорение, сообщаемое
колебаниями.

Во ВНИИ проводились исследования сегрегации углеводородной
жидкости в поле упругих волн. Исследования проводились на насып-
ных моделях пористой среды, изготовленных методом цементации
смеси люберецкого кварцевого песка и маршаллита спиртовым раст-
вором клея БФ-2 с последующей просушкой горячим азотом. В резуль-
тате получена модель длиной 1 м, диаметром 0,03 м, проницаемостью
5,4 • 10-12 м2, пористостью 33 %.

Модель насыщали 5 %-ным раствором поваренной соли в воде и
керосином в следующем порядке: модель насыщали водой, которую
вытесняли керосином, затем снова вытесняли водой. Водонасыщен-
ность модели, установленной вертикально, определяли методом
измерения электросопротивлений.

Получено изменение водонасыщенности модели во времени при
естественной сегрегации при одинаковой (68 %) начальной водонасы-
щенности по высоте. В нижней части модели водонасыщенность быстро
росла, затем с течением времени водонасыщенность достигала пре-
дельного насыщения. На высоте модели h* = 0,28 в начальные моменты
времени водонасыщенность падала, т.е. по мере насыщения нижележа-
щего участка начинался рост водонасыщенности. В сечении модели на
высоте й* = 0,83 изменение водонасыщенности сопровождалось ростом
нефтенасыщенности (керосина), т.е. с течением времени водонасыщен-
ность этого участка падала.

При инверсной начальной водонасыщенности модели по высоте,
при водонасыщенности в верхней части,равной 82 %, а в нижней части
и в середине - 62 %, процесс гравитационной сегрегации нефти и воды
идет быстрее, чем в случае постоянной начальной водонасыщеииости
по высоте.

Эксперименты по изучению влияния упругих поперечных колеба-
ний на процесс сегрегации нефти и воды (на модели пористой среды
создавались поперечные упругие гармонические колебания частотой
120 Гц) показали, что в упругом поле имеет место ускорение гравита-

дионного разделения фаз примерно в 500 раз по сравнению с естест-
венными условиями (от 25 сут до 1,5 ч).

Такое значительное ускорение может быть объяснено, по-видимо-
му, изменением характера смачиваемости скелета модели и контактов
между керосином и водой при воздействии упругих колебаний.
Поверхность пор модели была покрыта слоем застывшего клея БФ-2.
Проведенные опыты показали, что при контакте с такой поверхностью
керосина и 5%-ного раствора поваренной соли в воде краевой угол для
керосина положителен (хотя и меньше 90е). Однако при воздействии
достаточно интенсивных колебаний керосин образует на поверхности
сплошную пленку; возврат к равновесному состоянию частичного
смачивания поверхности керосином происходит только через нес-
колько минут после прекращения колебаний. Очевидно, образование
пленки связано с неравновесностью процесса смачивания?

Упругие колебания приводят к образованию сплошной пленки
керосина на поверхности пор модели и увеличению скорости фильтра-
ции приблизительно в 200-250 раз.

1.6.	МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ (ИЗУЧЕНИЯ) ОСТАТОЧНЫХ
ЗАПАСОВ НЕФТИ

Коэффициент вытеснения в реальных условиях - это доля началь-
ного объема нефти, вытесняемой из области пласта, охваченной рабо-
чим агентом - водой, раствором ПАВ, раствором полимера, пара, газа
и др. На практике под этим коэффициентом понимается максимально
достигаемая нефтеотдача из данной породы при вытеснении соответ-
ствующим рабочим агентом. Эта веничина ограничивается остаточной
нефтенасышеиностью, при которой фазовая проницаемость для нефти
(подвижность нефти) равна нулю.

Основная проблема при определении коэффициента вытеснения -
оценка начальной и остаточной нефтенасыщениости (или водонасы-
щенности), которые в пределах залежи могут меняться в весьма
широком диапазоне в зависимости от тех или иных свойств пород-
коллекторов.

На месторождениях Урало-Поволжья до настоящего времени
отраслевые НИПИ коэффициент вытеснения находят в зависимости от
проницаемости пород (по графикам Березина) на основе результатов
исследования кернов при многократной их промывке. Таким же
образом определяют коэффициент вытеснения и на проектируемых
месторождениях Западной Сибири. На получаемых зависимостях с
ростом проницаемости примерно до 0,050 мкм2 коэффициент вытесне-
ния резко возрастает, а затем его рост существенно замедляется и от
0,050 мкм2 до единиц мкм2 коэффициент вытеснения возрастает всего
на несколько процентов (до 10 %) (рис. 1.5).

Рис. 1.5. Зависимости
коэффициента вытесне-
ния нефти морской водой
^выт “ остаточной
нефтенасыценности sH-0
от проницаемости к
(1 - олигоцен, 2 —
миоцен)

Связь коэффициента вытеснения с проницаемостью может быть
обусловлена следующими факторами. Связанная (погребенная) вода
лучше удерживается (за счет капиллярных сил) в низкопроницаемых
зонах. Поэтому после формирования залежи остаточная водонасыщен-
ность иизкопроницаемых интервалов превосходит по величине водо-
насыщенность в высокопроницаемых слоях. Соответственно, низко-
проницаемые интервалы характеризуются меньшей начальной нефте-
насыщенностью.

Известно, что при снижении проницаемости начальный градиент
сдвига неньютоновских нефтей возрастает. Поэтому не исключено, что
градиенты давления, при которых происходит промывка кернов в
лабораторных условиях, недостаточны для преодоления начального
градиента сдвига и вытеснения нефти из пор малого сечения. Кроме
того, как полагают, в низкопроницаемых коллекторах неньютонов-
ские свойства могут проявляться и для ньютоновских нефтей {10].

К недостаткам описанного метода определения коэффициента
вытеснения относится отсутствие учета возможного изменения нефте-
насышенности по толщине пласта, налример, в водонефтяных зонах
(ВИЗ) некоторых месторождений Западной Сибири переходные зоны
достигают очень больших размеров (в ВИЗ горизонта АВ4_$ Самотлор-
ского месторождения до 15 м, а на Советском месторождении, по
данным С.А. Султанова, подвижная вода встречается по всей толщине
пласта от подошвы до кровли, т.е. практически всю нефтенасыщенную
толщину можно отнести к переходной зоне). Неучет этого фактора
завышает коэффициент вытеснения. Для месторождений Урало-По-
волжья, где переходные зоны, как правило, невелики, описанный
метод приемлем.

Результаты многих исследований указывают на то, что по место-

рождениям Западной Сибири остаточная нефтенасыщенность практи-
чески не зависит от проницаемости (а также от пористости), начальной
нефтенасыхценности и по всем зонам месторождения является вели-
чиной постоянной. Поэтому коэффициент вытеснения можно опреде-
лять исходя из этого свойства, оценивая начальную нефтенасыщен-
ность пластов по геофизическим данным, которая сильно зависит от
проницаемости пластов (рис. 1-6).

Коэффициент дренирования зависит от прерывистости
пластов, плотности сетки добывающих скважин, системы их размеще-
ния, системы заводнения, а для месторождений с неньютоновскими
нефтями - и от градиента давления. Этот коэффициент определяют
обычно на основе дебитометрни и расходометрни, при помощи кото-
рых устанавливается отсутствие притока нефти из гидродинамически
изолированных линз и пропластков.

Другим способом определения коэффициента дренирования может
служить интерпретация геологических карт и профилей разреза
пластов с использованием распределения линз по размерам. Однако
при дефиците информации о строении пластов на стадии подсчета
запасов и составления технологической схемы разработки можно
использовать способ типизации продуктивных горизонтов по степени
геологической неоднородности пластов и на основе этого обоснования
применять принцип аналогии. При этом можно использовать прибли-
женную формулу

т]др = ехр[-с/5],	(1.4)

где 1]^ - коэффициент дренирования; S — расстояние между скважи-
нами; а — коэффициент, характеризующий степень связности лииз и
пропластков.

Коэффициент связности прерывистых пластов характеризует
степень снижения вовлекаемых в разработку запасов при разрежении
сетки скважин и наоборот. Он рассчитывается по статистическим

Рис. 1.7. Данные исследований продуктивного пластало керну и геофизике.

m и к — соответственно пористость и проницаемость коллектора по данным исследования
керна; R — сопротивление: sB — водонасьпдекность по геофизике; 1 — заводненные интер-
валы пласта

Рис. 7.8. Результаты определения остаточной нефтенасыщенности.

а — скв. 796 Абдрахмановской плошали; б — скв. 236 Бондкоксксй плошали; 1 - заведнен-

2g	ные интервалы пласта; Н—глубина



зависимостям, в которые включаются параметры неоднородности
коллекторов, способные характеризовать прерывистость и расчленен-
ность пластов - коэффициенты песчанистости, расчлененности, доля
непрерывной части пласта, доля площади, занятой неколлекторами,
и т.п. Поскольку коэффициенты песчанистости и связности находятся
в корреляционной связи, то можно пользоваться коэффициентом
песчанистости.

Коэффициент охвата заводнением определяется расчетом на
математических моделях процесса заводнения или по эмпирическим
формулам. Для этого он разлагается на составляющие элементы
(охвата, обусловленного слоистой неоднородностью непрерывного по
проницаемости пласта, охвата, учитывающего застойные зоны в стяги-
вающих рядах добывающих скважин).

При анализе процесса заводнения охват заводнением можно
оценивать также по данным геофизических исследований (рис. 1.7,
1.8). Послойное заводнение даже монолитных пластов,но неоднород-
ных по проницаемости - наиболее типичный вид заводнения на
начальных стадиях. К концу разработки нефтенасыщениыми останутся
лишь один-два слоя, как это видно из рис. 1.8 по пласту Д Абдрах-
мановской площади, которые будут определять неполный охват
пласта заводнением.

2. ИЗВЕСТНЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Проведенное в предыдущем разделе исследование причин непол-
ного дренирования, заводнения пластов и вытеснения нефти водой
показало, что увеличение степени извлечения нефти из недр можно
обеспечить за счет использования механизмов, преодолевающих в той
или иной степени силы, удерживающие нефть в пласте, изменяющих
свойства пластов, содержащихся в них флюидов и закачиваемых
агентов.

Многолетние поиски ученых, работающих в области разработки
нефтяных месторождений, выявили огромное количество запатенто-
ванных и защищенных авторскими свидетельствами способов воздей-
ствия на пласты. Однако большая часть этих изобретений имеет огра-
ниченную практическую полезность, а в некоторых случаях не имеет
ограничений вообще, по крайней мере в обозримом будущем. К
причинам такого положения относятся:

дефицит, высокая стоимость или несоизмеримая по сравнению с
достигаемым эффектом ценность продуктов, предлагаемых в качестве
рабочих агентов;

экологическая опасность, риск вызвать необратимые негативные
изменения как в пласте, так и в окружающей среде (закачка вредных

отходов химических производств, некоторые виды микробиологичес-
кого воздействия и др.);

сложность практической реализации предлагаемых технологий в
естественных условиях.

Таким образом, изобретаемые технологии перед тем, как перейти
в категорию испытываемых и применяемых в промышленных масшта-
бах, проходят проверку на выживаемость по следующим признакам:
доступность рабочих агентов и технических средств, экономическая
приемлемость средств реализации процесса", его эффективность;
простота осуществления и гарантии экологической чистоты метода
разработки при современном уровне развития технических средств.

2.1.	КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ И ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ
ИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

Методы разработки нефтяных месторождений по исторически
сложившимся представлениям принято делить на традиционные
(естественные режимы, заводнение, искусственное поддержание
пластового давления закачкой воды или газа) и методы увеличения
нефтеотдачи-пластов, которые в разное время и в различных источни-
ках называли новыми методами разработки или третичными.

Ни одно из названий группы методов^ не входящих в так называе-
мые традиционные, не отражает абсолютно, без каких-либо поправок
сущности всех методов. Так, тепловые виды воздействия на пласт с
трудом можно назвать новыми, так как их практическое осуществле-
ние было начато еще в 30-е годы, как и традиционное заводнение.
Нельзя их считать, строго говоря, и третичными, поскольку, как
правило, тепловое воздействие осуществляется в пластах, разрабаты-
ваемых на естественных режимах. А в случаях, когда тепловой метод
реализуют на объектах, нефть которых по причине сверхвысокой
вязкости не может быть извлечена другими способами разработки, он
является не методом увеличения нефтеотдачи, а единственно возмож-
ным способом извлечения нефти.

Нетрадиционные методы разработки нефтяных месторождений,
называемые в дальнейшем методами увеличения нефтеотдачи плас-
тов, делят в зависимости от того, каким образом достигаются эффекты,
обеспечивающие улучшение условий вытеснения нефти, на четыре
группы: 1) физико-химические; 2) газовые; 3) тепловые; 4) другие,
основанные на использовании неординарных технических явлений и
сложных рабочих агентов.

К физико-химическим видам воздействия относят заводнение с
применением мицеллярных, щелочных и полимерных растворов,
растворов ПАВ, серной и соляной кислот, а также других химических
реагентов. В настоящее время в этой группе методов особо можно

выделить метод системной обработки призабойных зон. В зарубежной
практике в группе физико-химических методов выделяют в основном
три из названных вначале способов воздействия на пласты - поли-
мерное, щелочное и мицеллярное заводнение.

Газовые методы включают использование диоксида углерода и
углеводородных газов (как при смешивающихся, так и при несмеши-
вающихся режимах вытеснения нефти), азота, и дымовых.газов.

Среди тепловых или термических методов разработки различают
закачку пара (непрерывную, в виде оторочек и для обработок приза-
бойных зон)}внутрипластовое горение, нагнетание горячей воды.

Другие методы пока не получили широкого распространения,
однако интенсивно изучаются и исследуются в промысловых условиях
на небольших опытных участках - это микробиологическое, волновое
и электромагнитное воздействия, ядерные взрывы.

Известные методы увеличения нефтеотдачи основаны на следую-
щих изменениях характеристик вытеснения и условий нахождения
нефти в пласте (рве. 2.1):

снижение межфазного натяжения на границе нефть-вытесняющий
агент;

снижение отношения подвижностей вытесняемого и вытесняющего-
флюидов (за счет уменьшения вязкости нефти или подвижности
вытесняющего агента);

Рис. 2.1. Классификация методов увеличения, нефтеотдачи пластов по видам воздействия.
ПАВ — поверхностно-ективные вещества; СТОПЗ — системная технологий обработки
призабойных зон скважин; МР — мицеллярно-полимерное заводнение; 1ЦР — щелочное
заводнение; СК—закачка серной кислоты

перераспределение находящихся в пласте нефти, воды и газа с
целью консолидации запасов нефти.

Степень проявления этих эффектов, т.е. эффективность методов
увеличения нефтеотдачи пластов, определяется прежде всего геоло-
го-физическими условиями их применения. Современные представле-
ния о критериях применимости методов складывались преимущест-
венно на основании экспериментально-теоретического изучения
процессов воздействия на пласты. Обобщение исследований с целью
уточнения критериев проводилось Э.М. Халимовым, А.А. Боксерма-
пом, Н.Л. Раковским, В.С. Мелик-Пашаевым, С.А. Ждановым, авторами
данной работы, а также другими отечественными и зарубежными
авторами.

Следует отметить, что установленные критерии применимости
могут служить лишь ориентиром при предварительном выборе мето-
дов увеличения нефтеотдачи. Наиболее полную и достоверную инфор-
мацию о возможности эффективного применения того или иного
процесса воздействия на пласт в конкретных геолого-физических
условиях можно получить только после проведения представитель-
ных опытно-промышленных испытаний.

2.2.	ИСПЫТАНИЕ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

2.2.1.	Масштабы промышленных испытаний методов в СССР

В настоящее время методы увеличения нефтеотдачи пластов
испытывают на 100 месторождениях страны, включающих 203 объекта
разработки с начальными балансовыми запасами 2,6 млрд, т, кроме
того, завершены или пракращены работы по испытанию методов на 64
объектах.

Более половины охваченных воздействием начальных балансовых
запасов приходится на физико-химические и газовые методы воздей-
ствия. Объемы применения термических методов обеспечивают в
основном закачкой горячей воды на месторождении Узень. Удельные
веса методов вытеснения нефти паром и внутрипластового горения
незначительны - 3,5 и 1,5 % соответственно от суммарных начальных
балансовых запасов, охваченных воздействием всех методов.

Пропорции объемов промышленных работ и темпы роста масшта-
бов применения не отражают приоритетности методов, обусловленной
их потенциальной эффективностью (рис. 2.2, табл. 2.1).

Так, метод вытеснения нефти растворами ПАВ типа ОЛ-Ю (с ожи-
даемым приростом нефтеотдачи не более 5 %) превосходит другие
химические и газовые виды воздействия как по числу объектов, так и
по охваченным начальным балансовым запасам. Этот метод проходит
промышленные испытания с 1964 г. Первым объектом,, на котором

3- Зак.795

33

Рис. 2.2. Динамика охваченных воздействием методов увеличения нефтеотдачи пластов

начальных балансовых запасов (Gg) на месторождениях страны.

1 — нагнетание горячей воды; 2 — закачка пара; 3 — внутрипластовое горение; 4 — заводне-
ние с ПАВ; 5 - закачка серной кислоты; 6 — полимерное заводнение; 7 — щелочное завод-
нение; 8 — закачка углеводородного газа; 9 — закачка диоксида углерода

Таблица 2.1

нефтеотдачи пластов ва от (по состоя	еч ветвенных месторождениях нию ва 1988 г.)	
Метод вытеснения нефти	балеисовые запасы, доли единицы от суммарных	
		от суммарных
1. Горячей водой	0,42	0,16
2. Паром	0,03	0,29
3. Внутрипластовым горением	0,02	0,05
4. Растворами ПАВ	0,20	0,08
5. Серной кислотой	0,16	0,11
6. Растворами полимеров	1,03	0Д7
7. Мицеллярными, щелочными	0,07	0,04
растворами и СО3 и другими		
химреагентами		
8. Углеводородным газом	0,07	0,09
Всего	1	1

осуществлялась закачка реагента, является опытный участок Нагаев-
ского купола Аржнского месторождения. Число действущих промыш-
ленных экспериментов в настоящее время составляет 35. Более чем на
10 объектах испытания завершены. Удельный вес метода в‘Общем
объеме промышленных испытаний всех видов воздействия на пласт
составляет 20 %. Заводнение с ПАВ реализуется на месторождениях
Башкирии (Арланское), Татарии (Ромашкинское, Ново-Елховское),
34

Западной Сибири (Самотлорское, Западно-Сургутское), Азербайджана,
Украины и др.

Доля метода вытеснения нефти серной кислотой в общем объеме
испытания методов увеличения нефтеотдачи по стране также значи-
тельна (16 %) несмотря на то, что потенциальные возможности по
обеспечению эффекта, как и для ПАВ ОП-Ю, невелики. Число опытных
участков, на которых осуществляется в настоящее время этот про-
цесс,- 37. Все они расположены на месторождениях Татарии, преиму-
щественно на Ромашкинском. При удельном весе района в общем
объеме промышленных испытаний методов 23 % только 7 % балансо-
вых запасов приходится на другие виды воздействия. За период
освоения метода вытеснения нефти серной кислотой, начавшегося в
1969 г. на четырех опытных участках Ново-Елховского месторождения,
число экспериментов возросло в 9 раз. Увеличились и размеры опыт-
ных участков.

Масштабы промышленных испытаний других физико-химических
и газовых методов увеличения нефтеотдачи существенно ниже, чем
двух рассмотренных видов воздействия на пласт. Так, удельный вес
метода вытеснения нефти углеводородным газом (газом высокого
давления и водогазовыми смесями) составляет 7,4 %. Наиболее круп-
ные эксперименты по реализации процесса смешивающегося вытесне-
ния нефти газом высокого давления проводят на месторождениях
Гойт-Корт (Чечено-Ингушская АССР) и Озек-Суат (Ставропольский
край), водогазовой репрессии - на Битковском месторождении (Ук-
раина) и на Самотлорском месторождении. Метод испытывается также
на небольших опытных участках месторождений Татарии, Казахстана,
Узбекистана и др.

Промышленные испытания полимерного заводнения были начаты
в 1968 г. на Северном куполе Орлянского месторождения (Куйбышев-
ская область). Этот эксперимент завершен. Число действующих в
настоящее время объектов - 25, их начальные балансовые запасы
составляют 3,5 % от суммарных запасов, охваченных воздействием
всех методов увеличения нефтеотдачи пластов. Промышленные
испытания полимерного заводнения проводят на месторождениях
Урало-Поволжья (Сосновском, Ромашкинском, Арланском), Казахста-
на (Каламкас) и Удмуртии (Мишкинское).

Метод вытеснения нефти растворами щелочей испытывается на
месторождениях страны в весьма ограниченных масштабах. Наиболее
продолжительный и крупный эксперимент проводят с 1976 г. на Трех-
озерном месторождении (Западная Сибирь). Промышленные испыта-
ния данного процесса на опытных участках месторождения Кюровдаг
(Азербайджан) прекращены вследствие низкой технологической
эффективности и ряда технических осложнений» обусловленных, в
частности^олеотпожениями в трубах. Кроме того, метод испытывался

на месторождениях Пермской области, Чечено-Ингушетии и Узбе-
кистана.

В 1980 г. на Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского место-
рождения был начат первый в отечественной практике эксперимент по
мицеллярно-полимерному заводнению. Опыт реализации метода на
данном объекте позволил продолжить промышленные работы на более
крупном опытном участке Центрально-Азнакаевской площади того же
месторождения.

Метод вытеснения нефти диоксидом углерода в промышленных
условиях до 1984 г. не испытывался, за исключением опробования
технологического процесса закачки карбонизированной воды в одну
нагнетательную скважииу на Александровской площади Туймазинско-
го месторождения (1971 г.). Метод испытывается на Радаевском и
Козловском месторождениях.

Другие химические виды воздействия на пласт - закачка пенных
систем, тринатрийфосфата (ТНФ) и щепочно-дистиллярной жидкости —
занимают около 7 % в общем объеме промышленных испытаний мето-
дов увеличения нефтеотдачи пластов. Эти методы территориально
ограничены: ТНФ закачивается на месторождениях Татарии, щелоч-
но-дистиллярные жидкости — в Башкирии, а пенные системы — в
Азербайджане.

Неравномерно распределены объемы промышленных испытаний
методов по нефтедобывающим районам. Физико-химические и газовые
виды воздействия испытываются, в основном, в Татарии, Башкирии,
Западной Сибири и Азербайджане. Такое размещение обусловлено
масштабами нефтеносных провинций и их ’’зрелостью”, что в основ-
ном предопределяет:

необходимость развития методов, способствующих стабилизации и
повышению уровней добычи нефти;

возможность испытания методов увеличения нефтеотдачи в
условиях промышленной развитости и удовлетворительной изучен-
ности месторождений.

Остается до настоящего времени дискуссионным вопрос о целесо-
образных размерах опытных участков. С одной стороны, нет полной
уверенности, что выбранный процесс на стадии промышленных испы-
таний обеспечит ожидаемый эффект, а поэтому предпочтительнее
проводить эксперименты на небольших объектах, с другой, достовер-
ность получаемых результатов и их представительность зависят от
масштабности отдельных промысловых экспериментов.

Анализ размеров опытных участков, на которых испытываются
методы, показал, что методы увеличения нефтеотдачи пластов испы-
тываются как на небольших, так и на сравнительно крупных объектах.
Начальные балансовые запасы усредненного участка составляют
13 млн. т, причем размеры опытных участков по методам вытеснения

нефти паром, углеводородными газами, мицеллярными растворами и
внутрипластевому горению, как правило, меньше, чем по другим
методам (см. табл. 2.1).

Необходимо подчеркнуть, что масштабы промышленных испыта-
ний методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях
страны, соотношения объемов их промышленной реализации опреде-
лялись в основном наличием и доступностью материально-техничес-
ких средств для их осуществления; В связи с этим объемы промыш-
ленного испытания процессов с низкими потенциальными возмож-
ностями по обеспечению эффекта существенно превысили масштабы
применения более эффективных методов. Размещение методов увели-
чения нефтеотдачи пластов по нефтедобывающим районам и распреде-
ление размеров опытных участков по методам также отражают подав-
ляющее влияние этого фактора.

2.2.2.	Геолого-физические условия реализации методов
на отечественных месторождениях

Несмотря на то, что многие методы увеличения нефтеотдачи
пластов испытываются сравнительно давно, причем по таким процес-
сам, как заводнение с ПАВ, серной кислотой, виутрипластовое горе-
ние, паровытеснение, проведено достаточно большое число промыш-
ленных экспериментов, уверенность в оценке технологического эф-
фекта, особенно по физико-химическим видам воздействия на-пласты,
остается недостаточной. В связи с этим исследование: геолого-физи-
ческих условий объектов испытания методов увеличения нефтеотдачи
пластов позволяет скорее наметить направления, по которым они
должны быть продолжены и расширены, чем установить предельные
условия наиболее эффективного и надежного их использования.

Геолого-физическая область, в которой выполнялись и продолжа-
ются в настоящее время промышленные эксперименты по различным
методам увеличения нефтеотдачи пластов, охватывает достаточно
широкий диапазон изменения характеристик пласта и насыщающих
его флюидов.

Химические методы увеличения нефтеотдачи пластов испытыва-
ются в основном в песчаных коллекторах с проницаемостью до
0,9 мкм2 (исключение составляет Трехозерное месторождение -
1,6 мкм2).

Основная часть (80 %) экспериментов проводится в коллекторах с
проницаемостью до 0,5 мкм2 и вязкостью нефти до 30 мПа  с. Почти все
эксперименты осуществляются в пластах, в той или иной степени
заводнявшихся, - в них сосредоточено 70 % запасов, охваченных
воздействием этих методов.

Один эксперимент по полимерному заводнению (Орлянское
месторождение) и три по заводнению с ПАВ были начаты на опытных
участках, в пределы которых не вторгались законтурные воды и не
осуществлялась закачка воды до начала создания оторочки реагентов.
Реагирующие добывающие скважины на опытных участках других
месторождений до начала эксперимента давали обводненную продук-
цию - обводненность по объектам варьировала от 5 до 65 %.

На трех месторождениях (Орлянском, Сосновском и Мишкинском)
промышленные испытания полимерного заводнения проводятся в
карбонатных коллекторах, причем промышленный эксперимент на
Орлянском месторожделии закончен и признан успешным.

Наиболее разнообразными условиями в отношении глубины
залегания (510-4350 м) и температуры пластов (14-95 °C) характери-
зуются опытные работы при заводнении с использованием ПАВ (вер-
хние пределы относятся к месторождению Сангачалы-море) и щелочей
(до 2500 м и 80 'С - Трехозерное месторождение).

По другим физико-химическим методам глубины залегания и
температуры пластов на объектах испытания не превышают 2000 м и
40 'С. Метод заводнения с оторочками раствора щелочи изучается на
незначительном числе объектов и в весьма узком диапазоне вязкости
нефти (до 50 мПа - с). Значительно расширяется геолого-физическая
область эффективного применения щелочного заводнения при исполь-
зовании модификаций метода - щелочно-силикатного, с контролем
подвижности и т.п., которые в настоящее время в промышленных
условиях не испытываются.

На участке Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского место-
рождения с относительно однородным выдержанным по площади
песчаным коллектором проводился промышленный эксперимент по
вытеснению нефти мицеллярными растворами. Глубина залегания
продуктивного пласта на опытном участке составляет 1700 м, прони-
цаемость коллектора — 0,24 мкм2, вязкость нефти — 3,4 мПа • с и
пластовая температура - + 32 °C, нефтенасыщеиная толщина продук-
тивного пласта - 3,4 м. К началу эксперимента участок находился на
поздней стадии разработки — остаточная нефтенасыщенность коллек-
тора составляла 30 % и обводненность добывающих скважин достигла
97—99 %. В дальнейшем промышленное испытание мицеллярного
заводнения намечается в более широком диапазоне свойств залежей
нефти.

Обращают на себя внимание следующие моменты, которые необ-
ходимо учесть при последующем выборе опытных участков для испы-
тания физико-химических методов:

необходимость проведения промысловых экспериментов по
заводнению с ПАВ в карбонатных коллекторах, где, как показывают

результаты лабораторных экспериментов, применение метода может
быть эффективнее обычного заводнения в терригенных коллекторах;

расширение испытаний этих процессов на незаводненных пластах с
целью подтверждения их эффективности;

совершенствование, создание и испытание модификаций техноло-
гических процессов (изменение объемов и состава оторочек, сочетание
термических, физико-химических и газовых видов воздействия).

Диапазов испытанных геолого-физических параметров для
методов вытеснения нефти углеводородным газом (газом высокого
давления, водогазовыми смесями) узок — вязкость нефти до 6 мПа - с,
проницаемость песчаного коллектора до 0,3 мкм2- Предшествующая
применению метода разработка на двух опытных участках Минниба-
евской площади и на Ключевском месторождении осуществлялась при
обычном заводнении, на остальных - на режимах истощения.

Продолжение опытно-промышленных испытаний газового воздей-
ствия для увеличения нефтеотдачи должно проводиться с целью
отработки технологии и создания модификаций процесса на объектах с
характеристикой, аналогичной изученной, а также, возможно, для
нефтей с вязкостью более 3 мПа • с.

Наиболее испытан сравнительно с другими методами увеличения
нефтеотдачи пластов по широте диапазона геолого-физических усло-
вий и достоверности полученных результатов метод вытеснения нефти
паром.

Паротепловое воздействие осуществляется в интервале пластовой
вязкости нефти от 2 мПа  с (Бориславское месторождение) до
2100 мПа - с (Ярегское), средней проницаемости коллектора от 0,02 до
9,4 мкм2, нефтеиасыщенной толщины от 4 до 60 м. Два эксперимента
проводились в карбонатных коллекторах (месторождения ЗыбзаТлу-
бокий Яр и Сель-Рохо). Из-за малой эффективности полученных ре-
зультатов испытания на этих месторождениях закончены, однако в
первом случае причины неудачи могут объясняться высокой обвод-
ненностью пласта после применения парообработок, во втором -
отклонениями от проектной технологии, поэтому однозначного выво-
да о влиянии типа коллектора на эффективность метода по имеющим-
ся данным сделать нельзя.

Максимальная глубина залегания продуктивных пластов на
объектах применения паротеплового воздействия составляет 1345 м
(Усинское месторождение) и 1220 м (Ново-Суксинское) по остальным
она не превышает 1000 м, что обусловлено, с одной стороны, приуро-
ченностью вязких нефтей к малым глубинам залегания, с другой,
пределом доступных теплопотерь по стволу скважины.

Область испытания внутрипластового горения несколько уже, чем
паровытеснения, — это терригенные пласты проницаемостью до
4,9 мкм2, содержащие пластовую нефть вязкостью не более 900 мПа - с.

Несмотря на явную приоритетность применения тепловых методов
в случае высоковязких нефтей и хорошо проницаемых коллекторов,
третья часть опытно-промышленных испытаний тепловых методов
проводится в коллекторах с проницаемостью до 0,5 мкма, насыщенных
нефтью с вязкостью до 50 мПа • с.

2.2.3.	Технологические особенности осуществления методов
(отечественный опыт)

Эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи
пластов существенным образом зависит от технологических условий
их реализации, причем выбор плотности сетки скважин на объектах
испытания, системы их размещения, объемов оторочек рабочих аген-
тов, последовательности их закачки, типа реагента к его концентрации
в растворе определяется конкретными геолого-физическими свойст-
вами пласта.

Механизмы испытываемых процессов увеличения нефтеотдачи
отличаются от традиционных видов воздействия сложностью, много-
образием факторов, обусловливающих проявление технологического
эффекта, и чувствительностью к изменению геолого-физических
условий, поэтому даже несущественные нарушения проектной техно-
логии могут вызвать непредвиденные осложнения в протекании
процесса, и, как следствие, отклонения от ожидаемой эффективности.

При рассмотрении особенностей реализации конкретных техноло-
гических процессов на различных месторождениях отмечены основ-
ные моменты, характерные для современного состояния промышлен-
ных испытаний методов увеличения нефтеотдачи на отечественных
месторождениях.

На стадии проектирования выбор и обоснование технологий
осуществления методов проводят на основе экспериментального
исследования и математического моделирования процессов с учетом
объективных факторов, характеризующих конкретный объект разра-
ботки (возможности поставок материально-технических средств,
климатические и ландшафтные условия, требования к охране окру-
жающей среды и др.). По методам, имеющим сравнительно большой
опыт промышленных работ (заводнение с ПАВ, ларовытеснение),
проектируют и испытывают различные технологические решения в
идентичных геолого-физических условиях с целью определения
рационального варианта. Например, на Ромашкинском месторождении
заводнение с ПАВ реализуют как по традиционной технологии долго-
временного дозирования (величина оторочки 0,5—1 от объема пор
пласта при концентрации реагента в растворе 0,05-0,2 %), так и по
технологии ’’разовой” закачки (оторочка 0,01 от объема пор при
содержании ПАВ 5-10 %).

При осуществлении большинства экспериментов наблюдались
отклонения от заданных в проектах технологических параметров — не
выдерживались предусмотренные концентрации реагентов в раство-
рах, объемы оторочек и т.д. В частности, на опытном участке Самот-
лорского месторождения до 1981 г. фактическое содержание реаген-
тов не соответствовало заданной проектной (0,1-0,075 %) и изменя-
лось в процессе выполнения работ от 0,031 до 0,086 %. Значительно
ниже рекомендуемого в технологической схеме оказалось фактичес-
кое содержание полимера на опытном участке Орлянского месторож-
дения (в среднем 0,01 % вместо 0,05 %).

На объектах, где были допущены существенные нарушения техно-
логических режимов, эксперименты прекращены и технологический
эффект не зафиксирован.

С целью совершенствования технологий реализации процессов
увеличения нефтеотдачи на некоторых объектах вносились изменения
по сравнению с проектными данными по мере выполнения экспери-
мента и накопления соответствующего опыта, например, на Трехозер-
ном месторождении после того, как эксперимент был начат, стало
ясно, что обычная технология щелочного заводнения неэффективна. В
связи с этим, учитывая значительную зональную неоднородность
пласта, закачку раствора с содержанием щелочи 0,6-0,7 % начали
проводить попеременно с высокоминерализованной пластовой водой,
снижая тем самым проводимость промытых зон и увеличивая охват
пласта воздействием.

Промышленные испытания методов увеличения нефтеотдачи
пластов проводят при различных системах размещения скважин -
рядных площадных, очаговых и смешанных, причем системы разме-
щения, как правило, специально не выбирались, так как использовали
те же скважины, что и при традиционном режиме разработки конкрет-
ных объектов. Как следствие, плотности сеток скважин на опытных
участках не отличаются от сформированных на выбранной залежи к
началу эксперимента. Физико-химические и газовые виды воздейст-
вия реализуют в основном при плотностях сеток скважин более
15-10* м2/скв, тепловые - до 5  10* м2/скв.

Пример рациональной организации промышленного экспери-
мента - испытание мицеллярного заводнения на Южно-Ромашкинской
площади. Здесь в соответствии с основной целью промышленных
Испытаний - получением достоверной оценки эффекта в кратчайшие
сроки - выполнено бурение новых скражин по пятиточечиой схеме на
расстоянии 200 м. В результате, несмотря на непредвиденные технв-
ческие и технологические трудности, с начала эксперимента до прояв-
ления эффекта и возможности его количественной оценки прошпо
только 3 года. Большое внимание при проведении этого эксперимента
Уделяли контролю за направлениями фильтрационных потоков и

балансом отбор - закачка. Объемы отбираемой жидкости в процессе
реализации превышали на П % объемы нагнетания, что позволило
предотвратить неоправданные потери дорогостоящего реагента, не
нарушая чистотй эксперимента (так как из окружающей, полностью
промытой зоны пласта в пределы опытного участка вторгалась только
вода).

Неудовлетворительными в плане организации и планирования
эксперимента можно считать промышленные испытания метода вытес-
нения нефти раствором ПАВ на Никопо-Березовской площади Арлан-
ского месторождения. Период испытания длился более 15 лет, так как
плотность сетки скважин на опытном участке составляет
30 104 №/скв. Непосредственное примыкание контрольного и опыт-
ного участков, нестабильные гидродинамические условия разработки
Николо-Березовской площади (через 8 лет после начала эксперимента
были введены новые ряды нагнетательных скважин между опытным и
контрольным участками и на северо-западе опытного поля), отсут-
ствие постоянного контроля за направлениями фильтрационных
потоков и положением границ участков в совокупности с другими
факторами не позволили дать достоверную оценку технологического
эффекта.

Опыт реализации методов вытеснения нефти растворами ПАВ и
серной кислотой на месторождениях Татарии подтверждает необходи-
мость четкого выделения границ опытных участков и контроля за их
положением, так как в качестве причин непригодности ряда объектов
для количественной оценки эффекта авторами проектов указываются
следующие: ’’неясен источник обводнения”, ’’недостоверная промыс-
ловая информация” и др.

2.2.4.	Состояние промышленного внедрения и испытаний методов
увеличения нефтеотдачи за рубежом

Масштабы и соотношения объемов промышленных испытаний и
внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов за рубежом
отличаются от показателей, характерных для отечественной нефтяной
промышленности. Так, в США (рис. 2.3), где изучению и реализации
методов в последние годы уделяется большое внимание, в период с
1970 по 1988 г. проводилось около восьмисот промышленных экспе-
риментов, из которых более 400 уже закончены [49, 57, 58]. Почти
половина промышленных работ выполнена с целью испытания тепло-
вых методов - непрерывной и циклической закачки в пласт пара и
внутрип ластового горения. Общая площадь опытных участков в 1988 г.
составила более 150 тыс.га, что по приблизительным оценкам соответ-
ствует 3-3,5 мпрд.т начальных балансовых запасов.

В анализируемый период наблюдался резкий рост масштабов

Рис. 2.3. Динамика промышленных испытаний и внедрения методов увеличения нефте-
отдачи на месторождениях США.

а — гепловыеМетоды: 1 — парообрабстки; 2 — паросытсснение; 3 — горение; За — горячая
вода; б — химическое заводнение: 4 — полимерными растворами; 5 — мицеллярными
растворами; 6— щелочными растворами; в — газовое воэдиктвие: 7 — углеводородный газ;
8—диоксид углерода; 9 — дымовой газ; 9а — азот; 1—число экспериментов W; II—площадь
объектовS

применения метода вытеснения нефти диоксидом углерода. За пос-
леднее десятилетие число экспериментов по закачке в пласт диоксида
углерода увеличилось почти в 4 раза, а площадь объектов - более чем
в 2 раза, причем начиная с 1982 г. этот метод опережает все другие
виды воздействия на пласт по объему внедрения — площадь объектов
его промышленного применения и испытания в 1988 г. составила
55 тыс.га или 37 % от общей площади, охваченной всеми методами
увеличения нефтеотдачи пластов.

Применение методов, основанных на нагнетании в пласт углево-
дородных газов, остается значительным (11 % от общего объема). Число
экспериментов в период до 1984 г. снижалось из-за недостаточного для
целей осуществления метода количества природного газа, однако
после 1984 г. наблюдается рост объемов внедрения этого метода.

В начале восьмидесятых годов рядом компаний (’’Экссон”,
’’Чеврон” и ’’Филипс”) организованы .эксперименты по нагнетанию в
пласт азота. Число действующих проектов - девять, а объемы реали-
зации этого метода практически равны объемам осуществления
метода вытеснения нефти углеводородным газом. Более половины
этих проектов оцениваются как технологически успешные и обнаде-
живающие и признаны экономически эффективными. Кроме того,один
эксперимент, осуществленный фирмой ’’Тексако” в заводненном
известняковом пласте, прекращен как неудачный.

Перечень химических видов воздействия на пласт ограничен тремя
основными технологиями — мицеллярное, полимерное и щелочное
заводнение. Среди них по объемам промышленной реализации преоб-
ладает метод вытеснения нефти полимерными растворами - его
масштабы значительно возросли за последнее десятилетие и составили
31 % от общего объема применения методов увеличения нефтеотдачи,
число объектов достигло в 1986 г. 178, а в 1988 г. - 111. Число экспери-
ментов по мицеллярному заводнению возросло с пяти в 1970 г. до 20 в
-1982 г., а площадь объектов увеличилась в 25 раз и составила 0,9 тыс. га
(менее 1 % от общей площади применения методов). Однако в после-
дующие годы объемы испытания этого метода оставались стабильны-
ми, а в 1988 г. число объектов снизилось до девяти, их площадь
уменьшилась в 3 раза.

Щелочное заводнение осуществлялось до 1986 г. всего на 8-10
объектах, причем общая площадь, охваченная воздействием этого
процесса, при росте числа экспериментов практически не увеличива-
лась. В 1988 г. площадь сократилась более чем в 2 раза (около 0,2 % в
объеме применения всех методов увеличения нефтеотдачи), число
экспериментов по щелочному заводнению уменьшилось до четырех.

Обращают на себя внимание крупные масштабы работ с примене-
нием газовых методов (средняя площадь объектов по ним составляет
1-2 тыс-га), а также полимерного заводнения (0,4 тыс. га). Для других
видов воздействия эта площадь не превышает 0,1 тыс. га, а для завод-
нения с применением мицеллярных и щелочных растворов, а также
внутритшастового горения измеряется десятками гектар. Вместе с тем,
наряду с крупномасштабными работами по закачке диоксида углерода
(Келли Снайдер, Техас), углеводородного газа (Фейервей, Техас) и
пара (Кери Ривер, Калифорния) отмечаются по этим методам и экспе-
рименты на небольших по размерам опытных участках. Этот факт
обусловлен практической необходимостью последовательной подго-
товки метода к промышленному внедрению на конкретном объекте,
которая включает в себя обязательным этапом проведение маломас-
штабных промышленных экспериментов, так как гарантией успешной
реализации процесса на выбранном месторождении или значительной
его части служит получение практически обоснованного аффекта в
данных условиях-

Распределение масштабов промышленных работ и средней площа-
ди объектов испытания и внедрения методов увеличения нефтеотдачи
на месторождениях США отражает отношение предпринимателей и
исследователей к различным процессам увеличения нефтеотдачи.
Методы, эффективность которых доказана в промысловых условиях,
получили широкое распространение и применяются преимущественно
на больших объектах.

Сведения о промышленных испытаниях и применении методов

увеличения нефтеотдачи пластов за рубежом дополняют'представле-
ния о возможной геолого-физической области их распространения [49,
57, 58]. Рассмотрим успешные, неудачные и неопределенные экспери-
менты, проводимые и завершенные в период с 1970 г. в области испы-
тания, характеризуемой четырьмя основными геолого-физическими
факторами: типом коллектора, его средней проницаемостью, вязкос-
тью нефти и стадией разработки объекта на начало осуществления
метода.

Все испытания физико-химических методов за исключением
одного эксперимента по мицеллярному и пяти по полимерному завод-
нению- проведены в песчаниках различной проницаемости. На всех
объектах, представленных известняками и доломитами, работы с
использованием полимерных растворов прекращены и на двух оказа-
лись неудачными. Выводы о неблагоприятном влиянии карбонатных
коллекторов на результаты применения полимерных растворов делать
преждевременно, хотя качественная' оценка экспериментов (40 % с
неудачным исходом, а 60 % с неопределенными результатами) не
позволяет с уверенностью рекомендовать этот процесс в данных
условиях.

Методы вытеснения нефти растворами полимеров и щелочей были
эффективны в незаводиенных пластах. Вместе с тем, две трети экспе-
риментов по этим методам осуществляется после заводнения. Как
следствие, 83 % всех отрицательных результатов сосредоточено имен-
но в этой области.

Область испытания газовых методов по типу коллекторов, их
проницаемости и стадии разработки весьма широка, а диапазон вяз-
кости ограничен до 15 мПа • с. Лишь одни эксперимент по вытеснению
нефти диоксидом углерода проводится при вязкости 188 мПа с на
месторождении Литл Крик (фирма ’’Филипс”)- Полученные результаты
свидетельствуют о его эффективности.

При высокой доле успешных промышленных работ по всем газо-
вым методам наибольшее число положительных результатов (75 %)
получено в малопроницаемых незэводненных коллекторах, содержа-
щих нефть вязкостью до 1 мПа - с. Но доля неудачных экспериментов в
этой благоприятной области и других испытываемых условиях при-
мерно одинакова, что свидетельстиует о подавляющем влиянии на
результаты промышленной реализации других, не рассматриваемых
здесь факторов.

Глубина залегания пластов, на которых проводятся испытания, а
следовательно, и температура, ограничены при нагнетании пара, что
связано с необходимостью избежать потери теплоты по стволу сква-
жин. При применении других методов эти параметры изменяются в
широком диапазоне.

Тепловые виды воздействия на пласт в США испытывают только в
песчаниках (хотя имеются сведения, что в Канаде с 1977 г. на место-
рождении Буффапо Крик проводят обработку паром и внутрипласто-
вое горение в битуминозных карбонатах, а во Франции осуществляют
вытеснение нефти паром из известняков). Проницаемость их на нес-
кольких объектах менее 0,1 мкм2, минимальная испытанная вязкость
нефтей составляет для внутрипластового горения 1 мПа - с, для вытес-
нения нефти паром — 2 мПа • с и для парообработок - 16 мПа • с.

Однако большая часть объектов (98 % - обработка паром и 93 % -
паровытеснение), разрабатываемых с применением пара, характеризу-
ется проницаемостью более 0,1 мкм2 и вязкостью более 100 мПа • с,
причем половина из них применяется для добычи нефтей с пластовой
вязкостью более 1000 мПа • с. Внутрипластовое горение испытывают в
основном в высокопроницаемых коллекторах, содержащих нефть
вязкостью до 1000 мПа • с, и только 7 % экспериментов проводили в
пластах, содержащих нефть вязкостью более 1000 мПа • с.

До применения термических методов пласты разрабатывали на
естественных режимах (или вовсе не разрабатывали), однако перед
проведением 20 % экспериментов по горению в пласт закачивали воду.

Во всех испытанных геолого-физических условиях методы разра-
ботки с применением лара обеспечили высокий процент успешно
проведенных экспериментов (63-68 %). Однако утверждать, что
вероятность получения неудовлетворительных результатов мала,
можно лишь для песчаников проницаемостью более 0,5 мкм2, неза-
полненных и содержащих нефть вязкостью более 100 мПа - с, так как
именно в этой области проведена основная часть испытаний, а доля
удачных экспериментов составила 70- 90 %. Процент успешно прове-
денных промышленных работ по вытеснению нефти паром после
применения ларообработок в аналогичных условиях несколько ниже
(50-70%).

Влияния геолого-физических условий на успешность реализации
внутрипластового горения не отмечено. Высокий процент неудачных
промысловых работ по этому виду воздействия определяется, в
основном, техническими осложнениями.

Особый интерес представляют промышленные работы по методам
увеличения нефтеотдачи, проводимые в экстремальных геолого-физи-
ческих условиях, не соответствующих теоретическим представлениям
о критериях применимости.

Известно и подтверждается результатами промышленных испыта-
ний, что полимерное заводнение более эффективно в незаводненных
или находящихся на ранней стадии заводнения пластах. Но реализа-
ция этого процесса на опытном участке месторождения Норт Бэрбанк,
начатая при обводненности продукции 98,6 %, обеспечила технологи-
ческий эффект (360 т нефти на 1 т полимера). Имеются сведения о

проведении экспериментов по химическим видам воздействия при
температурах пласта более 100 ’С, повышенной вязкости нефти, соле-
ности пластовых и закачиваемых вод, в условиях значительной
неоднородности и трещиноватости коллектора, его низкой проницае-
мости и т.д. В некоторых случаях результаты промышленных испыта-
ний оцениваются как неэффективные. Наряду с этим отмечаются и
успешные эксперименты: мицеллярное заводнение на опытных участ-
ках месторождений Шлосс (Небраска) при температуре пласта 94 "С,
Брадфорд при средней проницаемости коллектора 0,01 мкм2 и др.

Следовательно, область возможного применения методов увели-
чения нефтеотдачи пластов можно существенно расширить при изуче-
нии индивидуальных особенностей пластов, специфики процесса и
выбора соответствующей технологии его реализации в каждом кон-
кретном случае.

При подробном рассмотрении опытно-промышленных испытаний
методов увеличения нефтеотдачи пластов за рубежом отмечается
разнообразие технологических решаний по их осуществлению. Это, с
одной стороны, свидетельствует о необходимости неформального
подхода к обоснованию технологий реализаций, с другой, характери-
зует недостаточную-изученность методов, так как многие эксперимен-
ты не являют собой пример рациональной или экономичной техноло-
гии, а представляют этап поиска таковой с учетом геолого-физических
условий месторождений.

На одном только месторождении Робинсон (фирма ’’Маратон”)
фаза подготовки мицеллярного заводнения к промышленному внед-
рению включала в себя десять пилотных и два промышленных экспе-
римента, причем все они отличались по типу реагента, составу, разме-
рам и последовательности нагнетания оторочек.

Промышленные испытания полимерного заводнения проводились
с использованием полиакриламида различных марок (Пушер-500,-700
и т.п.) и биополимеров (например, Ксантан на месторождении Ист
Коалинга, Калифорния). От оторочек с постоянной концентрацией,
применявшихся в 60-е годы, в последнее время перешли к использо-
ванию программируемых оторочек - на опытном участке Тракт 49
месторождения Норт Бэрбанк (Оклахома) оторочка полиакриламида
Пушер-1000 состояла из трех частей - 0,02 объема пор с содержанием
полимера 0,025 %, 0,09 - 0,005 % и 0,03 - 0,0025 %.

Процесс вытеснения нефти диоксидом углерода осуществляется
при непрерывной закачке С02 (Туфредс, Техас), нагнетании оторочки с
последующей закачкой воды (Литтл Крик, Миссисипи), попеременной
закачке оторочек диоксида углерода с последующим непрерывным
нагнетанием воды (Келли Снайдер, Техас).

Многообразие технологических особенностей характерно и для
других процессов воздействия на пласт. Различаются условия осущес-

твлення методов по плотности сеток скважин и системам их размеще-
ния.

Газовые и тепловые виды воздействия, а также мицеллярное
заводнение проводятся на опытных участках и в целом на месторож-
дениях, разбуренных преимущественно по площадной системе.

Полимерное заводнение реализуется при рядной (Брелум, Техас и
Норт Бэрбанк, Оклахома) и площадной (Коалинга, Калифорния)
системах.

Вопрос о выборе плотности сеток скважин для осуществления
методов увеличения нефтеотдачи пластов в промышленных условиях
остается до настоящего времени дискуссионным. При анализе зару-
бежного опыта обращает внимание зависимость плотности сетки от
масштабов работ, определяемых их целью. Промышленное внедрение
метода в больших объемах направлено на получение экономического
и технологического эффекта. Промышленный эксперимент предназна-
чен для отработки технологии и получения объективной оценки
технологической эффективности процесса в кратчайшие сроки. При
этом вопросы экономической выгоды не являются для предпринима-
телей определяющими, поэтому они идут на затраты, связанные с
бурением дополнительных скважин.-

Чтобы рассмотреть фактическое состояние дел, условно разделим
все промышленные работы на две группы: опытное (осуществляемое
на объекте площадью менее 100 га) и промышленное (более 100 га)
применение. Диапазоны плотности сеток скважин по этим двум груп-
пам опытных участков и месторождений США и других стран (Канада,
Венесуэла и т.д.), разрабатываемых с применением методов увеличе-
ния нефтеотдачи пластов, приведены в табл. 2.2.

Все эксперименты по мицеллярному заводнению проводятся на
объектах с площадью менее 100 га, за исключением одного, начатого в
1979 г- фирмой ’’Маратои” совместно с Министерством энергетики.
Плотность сетки скважин на этих участках составляет 0,1-16 га/скв,
причем только в одном случае она превышает 10 га/скв. Средневзве-
шенная плотность сетки скважин по этому методу - около 1 га/скв. На
наиболее крупных объектах (опытные участки месторождений Каунти
(Техас), Бентон (Иллинойс) и Норт Бэрбанк (Оклахома) плотность сетки
выше средневзвешенной и составляет 2- 5 га/скв

Методы вытеснения нефти растворами полимеров и щелочей
имеют более продолжительную историю применения, они не только
испытывались на небольших опытных участках при плотной сетке
скважин, но и внедрялись на сравнительно крупных объектах, где
плотность сетки такая же, как обычно принимается при заводнении.
На месторождениях Стюарт Ренч (Вайоминг), Стефенс Каунти Ргьюлар
(Техас) и других, где методы реализуются в значительных объемах,
плотность сетки скважии составляет 16-50 га/скв.

Таблица 2.2

иеотдачн пластов за рубежом

Метод вытеснения нефти	Плотность сетки скважин (га/скв) на объектах площадью		
	< 100 га	| >100 га	средневзве- шенная
1. Мицеллярными растворами	0,1-16	-	1
2. Полимерными растворами	0,5-24	8-73	20
3. Растворами щелочей	2-4	8-101	10
4. Газами	0,2-8	3-153	34
В том числе:			
углеводородными	0,2-8	7-121	50
водо-газовыми смесями	1	8-153	78
диоксидом углерода	0,2-6	3-61	26
дымовыми газами и др.	2-4	12-84	24
5. Паром	0,1-5	0,4-6	2
6. Горяуей водой	1-4	22-35	9
7. Виутрипластовым горением	0,2-32	0,8—45	4

При исследовании тепловых видов воздействия отмечается тен-
денция к использованию более плотных сеток.

Метод вытеснения нефти паром на месторождениях Керн Ривер,
Смэкоувер и Сан Ардо (Арканзас) реализуется при плотностях сеток
скважин 0,6-4 га/скв, при среднем значении 2 га/скв. Процесс внутри-
пластового горения осуществляется на месторождениях, содержащих
нефть малой и высокой вязкости при средней плотности 4 га/скв. На
участках площадью менее 100 га плотность сетки изменяется от 0,2 до
32 га/скв, а на более крупных объектах от 0,8 до 45 га/скв.

Тепловые методы применяют преимущественно на месторождени-
ях с высоковязкими нефтями, что уже предопределяет использование
ранее пробуренной уплотненной сетки скважин. Вместе с тем наблю-
дается и дополнительное уплотнение в 1,5 раза по сравнению с пер-
вичным методом разработки. В некоторых случаях отмечен переход к
более редкой сетке, что было связано с расширением процесса.

Газовые виды воздействия на пласт осуществляются при наиболее
редкой сетке скважин, причем переход от маломасштабиых работ к
промышленному внедрению обычно сопровождается разрежением
сетки. Наиболее крупные проекты по нагнетанию в пласт газа реали-
зуются на месторождениях штата Техас Ливесленд и Фейруей (плот-
ность сетки 12 и 100 га/скв), Келли Снайдер и Кроссет (30 и 40 га/скв).

2.3.	ПОТЕНЦИАЛЬНАЯ И РЕАЛЬНО ВОЗМОЖНАЯ
ЭФФЕКТИВНОСТЬ МЕТОДОВ

Возможность количественной оценки фактического технологичес-
кого эффекта от применения метода увеличения нефтеотдачи пласта
зависит от того, на какой стадии реализации находится промышлен-
ный эксперимент. Стадия реализации эксперимента или степень его
завершенности характеризуется, как правило, числом прокачанных
поровых объемов рабочих агентов (оторочек растворов химических
реагентов, воды, газов и т.д.) с начала испытания. Продолжительность
промышленного эксперимента или обводненность добываемой про-
дукции могут рассматриваться как факторы, характеризующие стадию
реализации, только в совокупности с другими показателями разработ-
ки, так как длительность полного периода испытания определяется
гидродинамическими условиями пласта, а обводненность продукции
может зависеть от стадии заводнения объекта испытания к началу
применения метода.

С начала промышленных испытаний методов увеличения нефтеот-
дачи пластов на отечественных месторождениях прошло около трид-
цати лет. Однако за этот период завершено только 25 % экспериментов,
причем часть из них прекращена по технически^: причинам и не
получила определенной количественной оценки технологического
эффекта.

Большинство реализуемых экспериментов находится на ранней
стадии осуществления — число прокачанных поровых объемов рабо-
чих агентов по ним менее 1, в то время как к концу разработки оио
должно составлять 2-3 поровых объема. К таким экспериментам
относятся заводнение с ПАВ на Самотлорском и Западно-Сургутском
месторождениях, мицеллярное заводнение на опытном участке Ро-
машкинского месторождения и др. На объектах, где эксперименты
находятся в начальной стадии реализации, отмечаются положительные
явления, косвенным образом отражающие эффективность исследуе-
мых процессов,— выравнивание профилей и рост приемистости нагне-
тательных скважин, снижение водонефтяного отношения в добывае-
мой продукции и т.д.

Средине значения текущего прироста нефтеотдачи по методам,
рассчитанные на 1988 г. как соотношение накопленной дополнитель-
ной добычи нефти (по данвым Миннефтепрома) и суммарных началь-
ных балансовых запасов объектов испытания, составляют 0,15-0,64 %
для физико-химических и газовых методов. Нижний предел относится
к методу вытеснения нефти серной кислотой, верхний - щелочными
растворами. За счет применения внутрипластового горения извлечено
к началу 1988 г. 1 и 2 % от начальных, охваченных воздействием
балансовых запасов, соответственно. Это также характеризует началь-
ную стадию выполнения промышленных испытаний в целом.

Наряду с экспериментами, находящимся на ранней стадии реали-
зации, к настоящему времени завершены и близки к завершению
испытания полимерного заводнения на Орлянском и Ромашкинском
(залежь 5) месторождениях, водогазовой репрессии на Миннибаевской
площади и серной кислоты на нескольких опытных участках Ромаш-
кинского месторождения, заводнения с ПАВ на Зеленогорской, Таш-
лиярской и других площадях Ромашкинского месторождения, Нико-
ло-Березовской площади Арланского месторождения.

Большая часть промышленных испытаний вследствие ранней
стадии реализации не получила окончательной оценки технологичес-
кой эффективности, так как эксперименты еще не завершены. Вместе с
тем, анализ результатов завершенных или близких к завершению
экспериментов направлен на то, чтобы получить достоверную коли-
чественную оценку технологической эффективности.

Согласно методике оценки эффективности методов увеличения
нефтеотдачи пластов, принятой в настоящее время, технологический
эффект от реализации метода оценивается сравнением фактических
результатов с базовым вариантом разработки рассматриваемого
объекта (без применения метода увеличения нефтеотдачи). За базовый
вариант при определении эффекта от тепловых видов воздействия
обычно принимают режим истощения, химических и газовых-завод-
нение. При этом по способу установления технологических показате-
лей базового варианта принципиально отличны два случая:

1)	применение метода на новом объекте, не имеющем предыстории
разработки;

2)	реализация метода в частично или полностью выработанном
пласте.

В первом случае данные о возможных показателях разработки
конкретного опытного участка традиционным методом получают либо
на основании расчетов по математическим и статистическим моделям,
либо по аналогии с так называемым контрольным объектом, имеющим
идентичные геолого-физические и гидродинамические характеристи-
ки.

При выборе контрольных участков проводят тщательный анализ
их идентичности с опытными объектами. Учитывая, что даже в преде-
лах одного месторождения пласт характеризуется высокой степенью
изменчивости свойств, а процесс эксплуатации отдельных скважин и
их групп определяется не только этими свойствами, но и многими
внешними факторами, поиск соответствующих перечисленным требо-
ваниям контрольных участков практически трудно разрешим-

Расчет базового варианта по математической модели представля-
ется целесообразным в том случае, если объем информации о пласте и
степень совершенства методики расчета позволяют определять техно-
логические показатели с точностью, достаточной для сравнения с

фактическими показателями применения метода увеличения нефтеот-
дачи пластов. В действительности, ввиду ограниченности размеров
опытных участков и числа скважин - источников информации, воз-
можная ошибка в определении нефтеотдачи с применением традици-
онных видов воздействии, как правило, превышает потенциальный
прирост нефтеотдачи за счет таких методов, как, например, заводне-
ние с ПАВ и серной кислотой.

Результаты оценки эффективности методов, применяемых на
ранней стадии заводнения или с начала разработки, как показывает
опыт, существенно зависят от того, каким способом определяют
технологические показатели базового варианта. При этом выбрать и
обосновать наиболее достоверный способ можно посредством тща-
тельного анализа промысловой информации при проведении опЬггиых
работ, соблюдения заданной технологии, выполнения комплекса
исследований и накопления статистики промысловых экспериментов.

Наличие предыстории разработки конкретного объекта, на кото-
ром проводят испытание методов увеличения нефтеотдачи, в некото-
рой степени облегчает задачу количественного определения техноло-
гического эффекта реализуемого процесса. Технологические показа-
тели базового варианта в данном случае определяют экстраполяцией
зависимостей, построенных на основе обработки фактических про-
мысловых данных. Точность экстраполируемых зависимостей тем
выше, чем больше обводненность добываемой продукции на начало
эксперимента. Естественно, что на объекте, полностью выработанном
за счет применения обычного заводнения или режима истощения,
эффект от применения методов увеличения нефтеотдачи пластов
составляет добыча нефти, полученная в период его испытаний.

Пожалуй, наиболее точные представления об эффективности
процессов увеличения нефтеотдачи можно получить при непосред-
ственном контроле за нефтенасыщенностью до начала эксперимента,
при его осуществлении и после завершения отбором керна из оценоч-
ных скважин и геофизических исследований. Однако эти методы
оценки нефтенасыщенности технически не подготовлены, связаны со
значительными трудностями и не применяются в достаточном объеме
для оценки эффекта от реализации методов увеличения нефтеотдачи
на отечественных месторождениях.

Таким образом, можно отметить, что существующие способы
определения технологической эффективности даже при достоверной
промысловой информации могут обеспечить однозначность оценки
результатов применения методов лишь при их реализации в пласте,
полностью выработанном традиционным (базовым) видом воздейст-
вия.

В общем объеме промышленных испытаний методов увеличения
нефтеотдачи пластов на месторождениях страны преобладают методы,

применяемые в малообводненных или незаводненных пластах, с
низкой потенциальной эффективностью. Сопоставление текущей и
дополнительной добычи нефти в 1988 г. и масштабов реализации
различных видов воздействия (см. табл. 2.1) показало, что охваченные
методом вытеснения нефти паром начальные балансовые запасы
составляют всего лишь 3 % от суммарных, а добыча за счет этого
метода - 29 % от общей от применения всех методов. Вместе с тем,
заводнение с ПАВ осуществляют на объектах, запасы которых состав-
ляют 20 % в общем объеме реализации методов, а добыча за счет этого
метода - только 8 %. Поэтому в большинстве случаев получить убеди-
тельную количественную оценку технологического эффекта практи-
чески невозможно.

Так, из общего числа объектов испытания заводнения с ПАВ на
месторождениях Татарии пригодными для анализа эффективности
признаны немногим более 20 %. Только на 30 % объектов эффект
нельзя оценить из-за ранней стадии реализации процесса увеличения
нефтеотдачи. Условия ведения процесса на половине выделенных для
анализа участков таковы, что установить величину технологического
эффекта не представляется возможным. Промышленные испытания
метода вытеснения нефти серной кислотой на месторождениях Тата-
рии получили определенную оценку технологического эффекта только
в 50 % рассмотренных случаев. Такое положение обусловлено многими
причинами, в частности, отсутствием стабильной предыстории разра-
ботки объектов или сопоставимых условий сравнения, сменой режи-
мов работы фонда скважин, различными промысловыми мероприяти-
ями, нарушениями технологии реализации процессов, низкой досто-
верностью источников промысловой информации, недостаточным
контролем за разработкой опытных участков.

Аналогично, оцененный результат воздействия раствора ПАВ
ОП-10 на процесс вытеснения нефти на Николо-Березовской площади
Арланского месторождения существенно зависит от того, каким
образом выбираются объекты анализа и сравнения, поэтому опреде-
ленность в оценке эффекта на этом опытном участке также отсутству-
ет.

Вопрос о возможности получения достоверной оценки технологи-
ческого эффекта возникает, в основном, при анализе методов увели-
чения нефтеотдачи с низкой потенциальной эффективностью, приме-
няемых преимущественно на ранией стадии заводнения. Если метод
обеспечивает высокий технологический эффект и работает в истощен-
ном пласте, прирост добычи нефти очевиден и не вызывает сомнений,
например, на участке Бориславского месторождения и опытном
участке месторождения Кенкияк определение эффекта за счет паро-
теплового воздействия не вызвало методических трудностей.

Проблема достоверной оценки фактического эффекта от примене-
ния в промышленных услоннях методов увеличения нефтеотдачи
пластов особенно важна в настоящее время, так как от ее решения
зависит правильность выбора направлений развития нефтедобываю-
щей отрасли на перспективу. Пути решения этой проблемы заключают-
ся, прежде всего, в улучшении организации промысловых экспери-
ментов как на стадии проектирования, так и в процессе реализации, а
также в совершенствовании методик оценки эффективности методов
увеличения нефтеотдачи в промышленных условиях.

Зарубежный опыт промышленных испытаний методов увеличения
нефтеотдачи пластов вследствие специфики условий (организацион-
ных, геолого-физнческих, технических) отличается от отечественного.
Вместе с тем, при прогнозировании, организации, проведении иссле-
дований и промышленной реализации процессов увеличения нефтеот-
дачи у нас в стране его нельзя не учитывать. При рассмотрении мас-
штабов промышленных испытаний методов за рубежом выделяются
два основных положительных момента:

1)	ориентация на методы воздействия на пласт, отличающиеся
высокой потенциальной и доказанной эффективностью;

2)	подтверждаемая практическим опытом необходимость прове-
дения маломасштабных (пилотных, полупромышленных) эксперимен-
тов перед внедрением метода на конкретном месторождении.

Как уже отмечалось, в США и других странах в общем объеме
промышленного испытания и внедрения преобладают нысокоэффек-
тивные методы. Это становится очевидным при сравнении соотноше-
ний объемов и дополнительной добычи за счет методов увеличения
нефтеотдачи пластов, реализуемых на месторождениях США (табл. 2.3).

Стадия реализации процессов увеличения нефтеотдачи на каждом
из объектов оценивается авторами проектов [49, 57, 58]. Из общего
числа промышленных работ по применению методов увеличения
нефтеотдачи в 1988 г. оценка технологического эффекта преждевре-
менна на 7—60 % объектов (нижний предел - по закачке лара, верх-
ний — по закачке горячей воды), так как промысловые работы на них
ведутся непродолжительное время. Пишь до внутрипластовому
горению все проекты получили определенную оценку.

Проблема достоверной оценки фактического эффекта также
привлекает внимание исследователей процессов, так как число закон-
ченных, но не получивших опредененной оценки эффекта эксперимен-
тов по таким методам, как мицеллярное, полимерное и шепочиое
заводнение, а также вытеснение нефти диоксидом углерода достаточ-
но высоко - соответственно 41, 46, 2D и 50 % от общего числа завер-
шенных экспериментов по каждому из перечисленных методов.

Обращает на себя внимание то, что при организации и проведении
промышленных испытаний за рубежом в последние годы выполняются

Таблица 2.3

шение масштабов и эффективности применения методов увел
нефтеотдачи пластов на месторождениях США (по состоянии
на 1988 г.)

Метод вытеснения нефти	Охваченная воздействием площадь объектов, доли единицы от суммарной	Добыча нефти за счет метода, доли единицы от общей
1. Паром (паровытеснение и парообработки)	0,07	0,71
2. Внутрипластовое горение	0,006	0,01
3. Горячей водой	o.ooi	0,006
4. Мицеллярными растворами	0,002	о,ео4
5. Полимерными растворами	0,31	0,03
6. Щелочными растворами	0,001	0
7. Диоксидом углерода	0,37	0,11  0,04
8. Углеводородным газом	0,11	
9. Азотом	ОД	0,03
10. Дымовыми газами	0,03	0,86

Всего

мероприятия по созданию условий чистоты экспериментов и опера-
тивного контроля за их протеканием. Примером таких испытаний
может служить программа, осуществляемая на опытном участке
месторождения Норт Бэрбанк (Оклахома, фирма ’’Филипс”) для оценки
эффективности мицеллярного заводнения. Один из основных этапов
этой программы - установление стабильных границ участка для
предотвращения неучтенных перетоков жидкости в пласте за счет
регулирования работы добывающих и нагнетательных скважин (в
частности, поддержания баланса ’’отбор - закачка”).

Вопреки соображениям экономической выгоды, комплекс меро-
приятий по подготовке, реализации и оценке результатов эксперимен-
тов включает также бурение дополнительных - контрольных, наблю-
дательных и оценочных скважин. Так, при реализации пилотных
экспериментов по закачке С02 на месторождении Мид Строун (Техас,
фирма ’’Юниои”) и Бассон (Техас, фирма ’’Атлантик Ричфильд”) для
определения остаточной нефтенасыщенности пробурены скважины с
полным отбором керна на расстояниях от 7,5 до 120 м от нагнетатель-
ной скважины. Число контрольных и наблюдательных скважин при
испытании внутриппастового горения ва месторождении Беллевью
(Луизиана, фирма ’’Ситиз Сервис”) превысила число работающих
(добывающих и нагнетательных) скважин.

Качественная оценка технологической эффективности промыш-
ленных работ по методам увеличения нефтеотдачи пластов на место-
рождениях США выполнена авторами проектов.

Рис. 2.4. Диаграмма надежности методов
увеличения нефтеотдачи пластов (по резуль-
татам промышленных испытаний на место-
рождениях США).

1 — парообрабика; 2 — вытеснение нефти
паром; 3 — внутрипластовое горение; 4 —
мицеллярное заводнение; 5 — полимерное
ваводнение; 6 — щелочное заводнение; 7 —
закачка углеводородных газов; S — вытесне-
ние нефти диоксидом углерода; 9 — закачка
домовых газов; А — успех; Б — неудача;

В - неопределенность

Графическая обработка этих данных представлена на треугольной
диаграмме (рис. 2Л), которая позволяет отразить степень успешности
испытываемых и внедряемых за рубежом методов увеличения нефте-
отдачи.

Положение каждой точки на диаграмме характеризуется тремя
координатами, соответствующими отношению числа экспериментов с
положительными, отрицательными и неопределенными результатами
к общему числу опытно-промышленных работ, осуществляемых и
завершенных за период с 1970 г. по каждому из рассматриваемых
методов. Следовательно, в углах треугольника расположились бы
точки, относящиеся к методам, все результаты испытаний по которым
оцениваются одинаково (100 % успешных, 100 % неудачных или 100 %
экспериментов с неопределенной оценкой технологического эффекта).
В центре тяжести треугольника все три координаты равны, поэтому
линии, соединяющие середины его сторон с этой точкой, разграничи-
вают зоны ’’успеха”, ’’неудачи” и ’’неопределенности”. Как видно из
диаграммы, ии один из испытываемых в США методов не попадает в
зону ’’неудач”.

Ожидаемый эффект при реализации метода вытеснения нефти
паром оправдался на 65 % объектов. Доля неудачных, не обеспечива-
ющих технологического эффекта составила только 11 %. Высокой
степенью успешности характеризуются также методы парообработок и
вытеснения нефти углеводородным газом - число удачных экспери-
ментов составило соответственно 77 и 54 %. На треугольной диаграмме
эти методы попадают в зону ’’успеха”.

Заводнение с использованием полимерных растворов, вытеснение
нефти диоксидом углерода, дымовыми газами и внутрипластовое
горение обеспечили высокий процент успешных экспериментов
(40-60%). Однако по трем последним такая же доля приходится на
эксперименты с неопределенными результатами, а по внутрипласто-
вому горению получено сравнительно много неудовлетворительных
результатов (31 %).

Успешно проведенные эксперименты и, особенно, эффективное
внедрение методов на крупных промышленных объектах естествен-
ным образом стимулируют развитие методов увеличения нефтеотдачи
пластов и интерес к ним, поэтому масштабы промышленного испыта-
ния и внедрения и тенденции их изменения во времени тесно связаны
с эффективностью процессов и успешностью промысловых работ.

2.4.	ПРИНЦИПЫ ИЗУЧЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Мероприятия по подготовке к внедрению методов увеличения
нефтеотдачи пластов в промышленных масштабах на конкретных
месторождениях обычно выполняются в определенной последова-
тельности (рис. 2.5). Принятие решений о необходимостй и целесо-
образности продолжения работ осуществляется после каждой из трех
фаз, причем к наиболее ответственным относятся этапы принятия
решений ПР-2 и ПР-3, так как они предшествуют реализации процессов
в промышленных условиях при значительных капитальных вложени-
ях и эксплуатационных затратах.

Лабораторные и теоретические исследования процесса увеличения
нефтеотдачи (фаза 2) не в состоянии в полной мере отразить явления,
происходящие в реальном пласте. Это обусловлено тем, что даже
тщательно проведенные лабораторные эксперименты и математичес-
кие .расчеты весьма приблизительно моделируют многообразие и
изменчивость геолого-физических параметров конкретного месторож-
дения. Поэтому фаза 3 — промышленные испытания методов — пред-

Рис. ZS. Последовательность
принятия решений при подготов-
ке методов увеличения нефтеот-
дачи пластов к промышленному
внедрению.

ПР — этапы принятия решений

ставляст особую важность при подготовке процессов к промышлен-
ному внедрению- Опыт промышленных испытаний свидетельствует об
уровнях готовности методов увеличения нефтеотдачи к внедрению в
широких масштабах.

Обобщение масштабов, результатов и условий промышленных
испытаний и внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов на
месторождениях страны и за рубежом показало, что известные виды
воздействия на пласты реализуются неодинаково интенсивно и разли-
чаются по уровням их подготовленности к широкому промышленному
внедрению. Однако несмотря на это при обосновании перспектив
развития, разработке технологических схем, проектов и долгосрочных
прогнозов применения методов увеличения нефтеотдачи требуется
определять их эффективность и объемы реализации, выбирать объекты
испытания или внедрения, устанавливать технологические особен-
ности осуществления процессов в условиях конкретных месторожде-
ний. Решение задач, связанных с прогнозированием, осуществляется с
различной степенью достоверности, что обусловлено, в первую оче-
редь, разными уровнями научной готовности или изученности мето-
дов.

При изучении методов увеличения нефтеотдачи пластов можно
выделить пять основных проблем (рис. 2.6).

1.	Лабораторное и теоретическое исследование механизмов про-
цессов.

2.	Создание математических моделей процессов и методов проек-
тирования разработки с их применением.

3.	Разработка комплекса мероприятий по контролю за процессом и
его регулированию.

Рис. 2.6. Схема взаимосвязи элементов прогноза методов увеличения нефтеотдачи
пластов

4.	Обобщение и анализ зарубежного опыта.

5.	Проведение промышленных испытаний, обобщение и анализ их
текущего состояния.

Все перечисленные направления взаимосвязаны - явления или
проблемы, обнаруженные при изучении метода по одному из них,
служат толчком для продолжения исследований по другим направ-
лениям. Важность названных направлений изучения методов увели-
чения нефтеотдачи пластов различна, вместе с тем ни одно из них
нельзя пропустить в цепи подготовки метода к широкому промыш-
ленному внедрению. Особое значение имеют опытно-промышленные
испытания, представляющие собой заключительный этап в исследова-
нии условий и эффективности применения методов увеличения
нефтеотдачи.

Современный уровень изученности различных процессов, повы-
шающих нефтеотдачу, качественно определен на основании анализа
текущего состояния промышленных испытаний и внедрения методов
на отечественных и зарубежных месторождениях, проведенного в
предыдущих разделах. Кроме того, косвенное отражение оценка
уровня изученности получила при исследовании объема и направлен-
ности публикуемой информации и у нас в стране, и за рубежом. Пока-
зано, что существенная доля отечественных и зарубежных публикаций
посвящена вопросам, связанным с изучением методов разработки с
применением пара (23 % от общего числа публикаций по всем методам,
начиная с 1965 г.), внутрипластового горения (18 %) и горячей воды
(10 %). Удельный вес публикаций по физико-химическим видам воз-
действия на пласт колеблется от 4 % (мицеллярное заводнение) до 9 %
(полимерное заводнение и вытеснение нефти диоксидом углерода),
причем по названным методам отмечается бурный рост объема публи-
куемой информации. Основное внимание уделено эксперименталь-
но-теоретическим исследованиям и только четвертая часть публика-
ций посвящена опытно-промышленным испытаниям и конкретному
проектированию.

Для получения количественной оценки изученности новых видов
воздействия, увеличивающих нефтеотдачу пласта, проведен эксперт-
ный анализ. С этой целью экспертам - специалистам в области увели-
чения нефтеотдачи предлагались анкеты для определения двух пока-
зателей:

1)	степени изученности каждого метода по перечисленным направ-
лениям их изучения;

2)	важности этих направлений в общей оценке.

Отличное, хорошее и удовлетворительное состояние изученности
проблемы принималось за 1, ниже удовлетворительного - менее 1 в
зависимости от степени наших знаний и уровня изученности направ-
ления.

Удельный вес каждого из пяти направлений при исследовании
того или иного метода определялся в долях от единицы и характери-
зовал относительную приоритетность направлений при изучении
различных процессов. Выраженные таким образом мнения экспертов,
которые в последующем уточнялись вторично, статистически обраба-
тывались с учетом компетентности специалистов в рассматриваемых
вопросах. При обработке результатов опроса экспертов использовали
общие методические принципы, принятые в отечественной практике.

Комплексный количественный показатель степени изученности
каждого метода увеличения нефтеотдачи пластов определялся следу-
ющим образом:

Киз = £	(2-0

Здесь Киз - комплексный показатель изученности метода,
О < Ккз с 1; п - число учитываемых направлений в оценке изученнос-
ти метода (в данном случае п = 5); а, ~ количественная оценка обоб-
щенного мнения всей группы экспертов по j-му фактору для отдельно-
го метода (средневзвешенная величина с учетом коэффициента ком-
петентности); щ _ средневзвешенная оценка экспертов весомости
я

(важности) j-ro фактора каждого метода; £ rnt= 1; 0^	1.

Существенный удельный вес в общей оценке, по мнению экспер-
тов, принадлежит фактору ’’промышленные испытания” (т{ = 0,26 —
0,32), поэтому при определении суммарной оценки он играет решаю-
щую роль. Однако именно в этом направлении изученность методов
наиболее низка (от 0 до 0,6) и только по методу вытеснения нефти
ларом составляет 0,74.

В группе ’’химическое заводнение”, основанной на тонких и
сложных механизмах процессов, происходящих в пласте, наряду с
фактором ’’промышленные испытания” выделяется также по важности
фектор ’’лабораторное и теоретическое изучение” (0,17-0,24), так как
только при глубоком исследовании физико-химических явлений,
происходящих на контактах нефть - раствор химреагентов - порода,
можно добиться успеха при применении метода в промышленных
условиях. Все это, безусловно, касается, хотя и в меньшей степени,
других методов. Изученность этого фактора для большинства методов,
по мнению экспертов-близка к удовлетворительной (от 0,6 до 0,92),
только по мицеллярному заводнению а, = 0,35.

Весомость факторов ’’моделирование процесса вытеснения нефти и
проектирование разработки”, "разработка мер по контролю и регули-
рованию процессов” и ’’обобщение и анализ зарубежного опыта" в
общей оценке колеблется от 0,1 до 0,23, а изученность - от 0 до 0,79.
Причем значение фектора ’’обобщенней анализ зарубежного опыта” при

заводнении с серной кислотой равно нулю, так как зарубежный опыт
по этому методу практически отсутствует.

Наиболее испытанным и надежным методом является вытеснение
нефти паром (Киз = 0,73).

Методы заводнения с растворами ПАВ и ПАА, серной кислотой,
диоксидом углерода, углеводородным газом и внутрипластовое
горение оцениваются по степени изученности от 0,44 до 0,59, а самый
’’молодой”, представляющий интерес как высокоэффективный метод
разработки заводненных коллекторов, - мицеллярное заводнение -
требует еще значительных усилий для достижения удовлетворитель-
ного состояния исследований, так как отечественный опыт по испыта-
нию этого метода весьма ограничен.

Проведенная экспертная оценка уровней изученности методов
увеличения нефтеотдачи определила количественно значения коэф-
фициента изученности каждого из методов, причем результаты оценки
подтвердили представления об уровнях научной подготовленности
методов к широкому промышленному внедрению, полученные при
исследовании состояния промышленных работ по методам. Действи-
тельно, уровни изученности методов в настоящее время различны.
Наиболее изученным и подготовленным к внедрению является метод
вытеснения нефти ларом.

Подтверждена важность фазы промышленных испытаний методов
в условиях конкретных месторождений, вместе'с тем отмечено, что
уровень изученности этого направления сравнительно ниже, чем,
например, экспериментально-теоретического. Недостаточна для
уверенного прогнозирования успешного применения изученность
мицеллярного заводнения. Учитывая потенциальную возможность
метода в обеспечении технологического эффекта в заводненных
пластах, важно не только расширить в кратчайшие сроки промышлен-
ные испытания метода, но и с большей интенсивностью организовать
работу по лабораторным и теоретическим исследованиям, совершен-
ствованию математической модели и другим направлениям.

3.	ДОБЫЧА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ, ДИОКСИДА УГЛЕРОДА
И АЗОТА

Наличие капиллярных сил в пористой среде, как отмечалось, в
большой степени способствует сохранению значительного количества
остаточной нефти в заводненном пласте после разработки нефтяных
месторождений. Значительные усилия во всем мире затрачены на
поиск способов преодоления неблагоприятного влияния капиллярных
сил на процесс добычи нефти. Исследования показали, что один из

наиболее важных методов преодоления действия капиллярных сил —
закачка в пласт агентов, в той или иной степени смешивающихся с
нефтью. Дороговизна таких агентов, а также некоторые другие со-
ображения вынуждают закачивать в пласт лишь ограниченные их
количества. Затем нагнетаемые в пласт оторочки растворителей
вытесняются более дешевыми агентами, в первую очередь, водой. Из
общих соображений ясно, что наиболее эффективно вытеснение нефти
будет происходить при закачке в пласт агентов, сводящих к нулю
поверхностные силы как при их контакте с нефтью, так и с пластовой и
закачиваемой в пласт водой. Такими свойствами обладают некоторые
спирты. В настоящее время, однако, вытеснение нефти спиртами в
чистом виде практически не осуществляется. В основном спирты
применяются при создании композиций ПАВ и мицеллирных раство-
ров.

3.1.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРИМЕНЕНИИ ГАЗОВЫХ АГЕНТОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В настоящем разделе рассмотрены методы, предусматривающие
нагнетание в пласт углеводородных и неуглеводородных газов.
Закачка в пЛаст воздуха и газа применялась, начиная с 1917 г. В 1949 г.
была предложена технология разработки, основанная на закачке газа
высокого давления, которая положила начало серин способов вытес-
нения нефти смешивающимися с ней агентами. Примерно к этому же
времени относятся первые упоминания о возможности применения в
целях увеличения нефтеотдачи диоксида углерода.

Следует отметить, что сравнительно дешевые газы - метай и азот
недостаточно хорошо смешиваются с нефтью, поэтому их применение в
чистом виде оправдано лишь в глубокозалегающих нефтяных пластах,
где пластовое давление высоко и условия смешиваемости газов с
нефтью существенно лучше, чем при низких давлениях. Добавка
углеводородов промежуточной молекулярной массы в сухой газ,
состоящий преимущественно из метана, позволяет достичь полного
смешивания полученного обогащенного газа со многими нефтями при
сравнительно небольших пластовых давлениях (10-20 МПа). Отметим,
однако, что применение обогащенного газа ограничено его сравни-
тельной дороговизной.

Одна из главных проблем в рассматриваемых процессах — грави-
тационная и вязкостная неустойчивость, возникающая при вытесне-
нии нефти значительно более легкими маловяэкими газами. В связи с
этим закачку газов часто проводят небольшими порциями поперемен-
но с водой, либо соиместно с водой в виде газоводяной смеси, кроме
того применяют пенообразующие агенты, загустители и т.п.

Особое внимание в настоящем разделе будет уделено использова-

Таблице 3.1

				
Страна	Число дейст- вующих про- ектов на 1/1  1987 г.	Добыча нефти аа счет газовых методов		
		гыс. т/год	% от дополнительной добычи аа счет третич- ных методов	% от националь- ной добычи
США	120	5400	16,5	1,3
Канада	30	4400	85	6
СССР	12	500	10	—
Алжир	1	12000	100	25
Ливия	1	3000	100	6
Венгрия	7	50	100	2,5

Таблица 3.2

Д обыча нефти в США за счет газовых методов

Закачиваемый газ	Добыча нефти, млн. т/год	
	1979 г. | 1981г. | 1983 г.	1986 г.

1. Углеводородные газы	-(5)	-(12)	0,7(16)	1,7(26)
2. СО2 (смешивающееся вытеснение)	1,1(17)	1,1(28)	1,6(40)	1,4(36)
3. СО (несмешивающееся вытес- нение)	-		0,04 (18)	0,07 (28)
4. Азот	-	-	0,36 191	0,9(22)
5. Дымовые газы	-(8)	-(Ю)	1,47 (3)	1,3(6)

нию для повышения нефтеотдачи диоксида углерода. В отличие от
других рассматриваемых здесь агентов, диоксид углерода может
образовывать в пласте жидкую углекислотную фазу в дополнение к
жидкой, нефтяной и газовой; сравнительно хорошо растворяется в
воде, причем этот раствор коррозионно активен. Эти особенности
диоксида углерода накладывают заметный отпечаток на технологии
его применения в целях повышения нефтеотдачи. Имеются достаточно
веские основания полагать, что в некоторых случаях наиболее эф-
фективно применение диоксида углерода на поздних стадиях разра-
ботки нефтяных месторождений.

В настоящее время в мире ежегодно закачивается в пласты свыше
100 млрд, м3 различных газов и добывается более 25 млн. т нефти. В
1986 г. в мире реализовывалось 170 проектов по применению газовых
методов (табл. 3.1).

В табл. 3.2 показано, в каком объеме реализуются различные
газовые методы в США, где объем внедрения этих методов — наиболь-
ший (в скобках указано число действующих проектов).	63

Следует отметить, что большое количество нефти добыто в пос-
ледние годы за счет закачки дымовых газов, состоящих из азота и
небольшого количества С02 (около 15 %).

3.2.	ТИПЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ СМЕШИВАЮЩИМИСЯ
С НЕЙ АГЕНТАМИ

Основные различия в процессах вытеснения нефти смешивающи-
мися с ней агентами можно проиллюстрировать при помощи тройных
диаграмм. Такая диаграмма представляет собой равносторонний
треугольник, каждая точка которого соответствует определенному
составу трехкомпонентной смеси. При этом вершины изображают
систему, состоящую из одного компонента, а точки противоположных
сторои - двухкомпонентные смеси, в которых этот компонент отсут-
ствует. Линии, параллельные сторонам треугольника, соответствуют
трехкомпонентным смесям с одинаковым содержанием одного из
компонентов. Доля компонента в смеси пропорциональна расстоянию
от стороны треугольника, соответствующей смеси с нулевым содержа-
нием этого компонента. В качестве иллюстрации приведем рис. 3.1, на
котором изображена тройная диаграмма для смеси, состоящей из
компонентов А, В и С. На этой диаграмме нанесены линии, соответ-
ствующие смесям с содержанием каждого компонента, равным 0, 0,3 и
0,7.

Треугольные диаграммы часто используют и для оценки фазового
состояния смесей, содержащих более трех компонентов, при этом
смесь условно разделяется на три псевдокомпонента. Один из вариан-
тов такого разделения приведен на рис- 3.2. Рассматриваемая система
состоит из трех псевдокомпонентов: метана С,, промежуточных Са -

Рис. 3.1. Треугольная диаграмма для смеси
компонентов А, В. С

Рис. 3.2. Треугольная диаграмма для смеси
трех псевдокомпонентов

С6 и более тяжелых компонентов С,+. Каждая тройная диаграмма
строится для фиксированных значений давления р и температуры Г.
Следует отметить, что в- условиях пластовых температур и давлений
псевдокомпонент С* (метай) находится в газообразном состоянии,
псевдокомпонент С7 + - в жидком, а фазовое состояние псевдокомпо-
нента Cj_fi определяется конкретными значениями температур и
давлений.

На тройную диаграмму наносится линия, ограничивающая область
составов, в которой смесь разделяется на две фазы. Эта линия состоит
из кривой насыщенных ларов и насыщенной жидкости, соответствен-
но, линии ВК и АК на рис. 3.2. Точки, соответствующие равновесным
составам насыщенных ларов и насыщенных жидкостей, связываются
соединительными линиями - водами. Каждая точка ноды соответ-
ствует составу смеси, разделяющейся на газовую и жидкую фазу с
составами, соответствующими концам ноды. При добавлении в систе-
му промежуточного псевдокомпонента составы равновесных фаз сбли-
жаются. Эти составы совпадают в критической точке К. Проведем HF -
касательную к линии раздела фаз в этой точке. Область AKFC7 +
содержит точки, соответствующие жидкой фазе, а область ВС^НК -
точки, соответствующие газовой фазе. Область HFСа-б соответствует
закритической смеси, которая не является точно жидкой или газовой
фазой.

Покажем теперь, каким образом при помощи тройной диаграммы
находится состав результирующей смеси при перемешивании систем
разного состава. Пусть газ массой тс„ состав которого соответствует
точке G,смешивается с нефтью массой , состав которой соответству-
ет точке L. Точка Л, соответствующая составу результирующей смеси,
будет лежать на отрезке GL, а ее положение определяется по правилу
рычага.

CD тр

DL пц

(3.1)

Если при построении тройной диаграммы используются не мас-
совые, а объемные или молярные доли, то отношение масс в формуле
(3.1) следует заменить, соответственно, на отношение объемов или
числа моделей.

На рис. 3.2 точка D попала в двухфазную область. Результирующая
смесь не может находиться в однофазном состоянии и разделяется на
газовую и жидкую фаам с составами G' и L'.

В процессе нагнетания в пласт газ с составом G' смешивается с
новой порцией нефти первоначального состава, в результате чего
состав газовой фазы меняется. Состав газа будет меняться до тех пор,
пока ои не станет равновесным с пластовой нефтью. На рис. 3.2 этот

5— Зак.795

65

Рис. 3.3. Псевдотройная диаграмма процессов
вытеснения нефти углеводородными газами

состав соответствует точке G/. В это же самое время нефть на линии
нагнетания смешивается все с новыми порциями нагнетаемого газа.
Состав нефти меняется, пока он не станет равновесным с закачивае-
мым газом. На рис. 3.2 этому составу соответствует точка Lc.

Механизм вытеснения нефти углеводородными смесями зависит
от составов как вытесняющего, так и вытесняемого агентов. Основные
типы процессов вытеснения можно проиллюстрировать при помощи
псевдотройной диаграммы (рис. 3.3). На эту тройную диаграмму нане-
сены три касательных к границе двухфазной области, проходящие
через критическую точку К (НЕ), а также через точки, соответствую-
щие первоначальным составам газа (GE) и нефти (LP). Прямая LM,
проходящая через точку первоначального состава смеси, является
продолжением ноды.

Рассмотрим сначала вытеснение сравнительно тяжелой нефти L из
области AKFC7 +.

1.	Вытесняющий агент состоит преимущественно из метана с сухим
газом из области BC1MGf,. Полисе смешивание между газом и нефтью
не достигается. Процесс вытеснения будет происходить с преобладани-
ем испарения легких компонентов нефти в газовую фазу. Массообмен
компонентами нефти и газа будет происходить до тех пор, пока на
поверхности раздела двух фаз составы нефти и газа не будут соответ-
ствовать точкам LG и G^. За счет капиллярных сил и поверхностного
натяжения за фронтом вытеснения сохраняется остаточная нефтена-
сыщенность- В связи с крайне неблагоприятным соотношением под-
вижностей нефти и газа в пласте остается довольно большое количест-
во нефти. Она постепенно испаряется в закачиваемый газ. При прокач-
ке очень больших объемов газа из пласта может быть добыта вся
нефть.

2.	Вытесняющий агент содержит несколько большее количество
промежуточных компонентов, чем в первом случае, и его состав G,
находится в области между прямыми ML и HF. Происходит несметн-

веющееся вытеснение нефти с преобладанием конденсации компонен-
тов газа. При этом уменьшается вязкость нефти, улучшаются ее филь-
трационные характеристики.

Второй тип вытеснения несколько более эффективен, чем первый.

3.	Закачка обогащенного газа, состав которого G2 находится
между касательными HF и LP к границе двухфазной области. В этом
случае возникает смешивание между закачиваемым газом и нефтью
после ее обогащения газовыми компонентами.

В процессе вытеснения будут образовываться три основные зоны.
В первой зоне происходит фильтрация первоначальной нефти. На
фронте вытеснения газ обедней промежуточными компонентами и
имеет такой же состав, как и в первых двух типах вытеснения, в
данном случае Gf. Вслед за фронтом вытеснения происходит совмест-
ная фильтрация нефти и газа, при этом состав газа непрерывно меняет-
ся до первоначального. На задней границе двухфазной зоны нефть
имеет состав Л2 (G^L? ~ касательная к границе двухфазной области) и
смешивается с закачанным газом во всех отношениях.

4.	Растворитель, состав которого G3 лежит ниже LP (касательной к
границе двухфазной области), смешивается с нефтью L, во всех отно-
шениях и вытесняет ее без образования двухфазной области. В этом
случае осуществляется одноконтактное смешивающееся вытеснение.

5.	Одноконтактное смешивающееся вытеснение осуществляется
также, если сухой газ состава G вытесняет легкую нефть, состав
которой 1э лежит правее касательной GE к границе двухфазной
области.

6.	Многоконтактное (динамическое) смешивающееся вытеснение с
преобладанием конденсации будет осуществляться, если сухой газ
состава G из области CtBKH будет вытеснять нефть I,, состав которой
лежит между касательными к границе двухфазной области GE и FK
При контакте газа с нефтью промежуточные компоненты переходят в
газовую фазу. Состав нефти и газа меняются на фронте вытеснения до
тех пор, пока совпадут в критической точке К. После этого будет
осуществляться смешивающееся вытеснение нефти обогащенным
газом. За зонами однофазной фильтрации пластовой нефти и смеши-
вающегося с ней газа находится двухфазная зона. В процессе форми-
рования смешивания состав газа в двухфазной зоне меняется от
Критического до закачиваемого (G), а нефти - от критического до
равновесного с закачиваемым газом Lg- После закачки достаточно
большого количества газа в двухфазной области будет фильтроваться
газ начального состава G в присутствии остаточной нефти состава LG.

33. ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ ВЫТЕСНЕНИЯ
НЕФТИ ГАЗОМ

Проведенный анализ показывает, что при любом типе вытеснения
нефти газом трехкомпонентную смесь можно добыть из однородного
пласта полностью. Однако в условиях осуществления 1-го, 2-го, 3-го и
6-го типов вытеснения при нагнетании реальных объемов вытесняю-
щего агента даже в этом простейшем случае в пласте сохраняется
остаточная нефтенасыщенность.

Реальные нефти являются многокомпонентными системами.
Поэтому на практике 100%-ный коэффициент вытеснения нефти может
быть достигнут только при одноконтактном смешивающемся вытесне-
нии (4-й и 5-й тип), да и то, если нефть содержит небольшое количество
тяжелых асфальтосмолистых веществ. В опытах с реальными нефтями
эти высокомолекулярные компоненты осаждаются на породе пласта в
виде твердой фазы, и коэффициент вытеснения не превышает 95-97 %.
Кроме того, на остаточную нефтенасыщенность может оказывать
влияние структура пористой среды — некоторые (тупиковые) поры не
промываются растворителем. Проникновение вытесняющего агента в
эти поры происходит лишь за счет такого медленного процесса, как
молекулярная диффузия, и при реальных сроках разработки нефть
может остаться в порах. По имеющимся данным этот эффект будет
особенно заметен в карбонатных коллекторах.

Одиоконтактное смешивающееся вытеснение в большинстве
случаев может быть осуществлено либо при значительном содержании
в нагнетаемом агенте промежуточных компонентов, либо при повы-
шенных давлениях нагнетания. Это приводит к значительному удоро-
жанию вытесняющего агента либо к повышенным расходам на его
нагнетание. Для уменьшения затрат закачивается оторочка обогащен-
ного газа либо смеси С02 с обогащенным газом. Эта оторочка будет
образовывать смешивающуюся переходную зону при давлении
8-20 МПа. Затем оторочка проталкивается водой или более дешевыми
газами - метаном, азотом. Большие затраты на приобретение вытесня-
ющих агентов, а в некоторых случаях и на реализацию процесса
разработки обусловливают сравнительно небольшое применение
одноконтактиого смешивающегося вытеснения для повышения нефте-
отдачи пластов.

При многоконтактиом смешивающемся вытеснении условия
смешивания возникают в результате массообмена между фазами. Этим
термином обычно называют 6-й тип вытеснения, который может осу-
ществляться при нагнетании в пласт диоксида углерода или сухого
газа. При этом в пласте в окрестности линии нагнетания сохраняется
некоторое количество остаточной нефти, не испаряющейся в газовую
фазу при реальных объемах закачки вытесняющего агента. В результа-
те коэффициент вытеснения достигает 92-95 %. При вытеснении нефти
68

обогащенным газом может реализовываться другой вид многоконтак-
тного смешивания, соответствующий 3-му типу вытеснения. В этом
случае остаточная нефтяная фаза сохраняется в окрестности линии
отбора.

Многоконтактное смешивающееся вытеснение существенно чаще
осуществляется на практике, чем одноконтактное. Его реализация
предъявляет меньшие требования к составам нефти и газа. Коэффици-
ент вытеснения немногим ниже, чем при одноконтактном смешиваю-
щемся вытеснении, зато несколько выше коэффициент охвата. Заме-
тим, однако, что в большинстве случаев и этот тип вытеснения следует
сочетать с заводнением.

При реализации в пласте несмешиваклцегося вытеснения (типы 1 и
2) коэффициент вытеснения значительно ниже, чем в других типах
процесса. В некоторых случаях, особенно при использовании сухого
газа, коэффициент вытеснения ниже, чем при обычном заводнении. В
реальных неоднородных пластах из-за крайне неблагоприятного
соотношения подвижностей газовой и нефтяной фаз коэффициент
охвата низок, хотя и несколько выше, чем при смешивающемся
вытеснении. Вследствие этого чисто газовые воздействия применяются
только в случае вертикального вытеснения нефти либо в малопрони-
цаемых пластах, где заводнение неприменимо. В остальных случаях
газовое воздействие следует сочетать с заводнением-

3.4.	ВЛИЯНИЕ ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЙ НА ПРОЦЕСС
ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ

Реализация того или иного типа вытеснения нефти данным вытес-
няющим агентом определяется, в основном, составом нефти, а также
температурой и давлением в залежи. На рис. 3.4 приведены зависимос-
ти между критической температурой и критическим давлением сис-
тем, состоящих из метана и более тяжелого нормального парафинового
углеводорода. Кривые начинаются в критических точках чистых

Рис. 3.4. Зависимости критического давления от
температуры для двойных смесей метана и нормаль-
ных парафиновых углеводородов (сплошные линии)
и тройных систем метан—бутан-декан (пунктирные
линии) с различными параметрами состава С.

1	— метан—пролам; 2 — метан—бутан; 3 — метан-пен-

метан-декан

углеводородов, не пересекаются друг с другом и располагаются одна
над другой. При высоких температурах критическое давление повы-
шается со снижением температуры. При температурах ниже 80 "С
давления достигают максимума, после которого уменьшение темпера-
туры сопровождается уменьшением критического давления.

На рис. 3.4 приведены также критические давления смесей ме-
тан - бутан - н-декан для двух значений параметра С, определенного
как

С - пп/(пп + пт),

(3-2)

где пп и п, - соответственно число молей промежуточного (бутан) и
тяжелого (н-декан) компонентов.

С некоторым приближением эту тройную систему можно рассмат-
ривать как условно двойную, состоящую из метана и второго сложного
псевдокомпонента, являющегося смесью промежуточного и тяжелого
компонентов. Для тройных систем зависимости критического давле-
ния от температуры ведут себя так же, как и для двойных. Так, напри-
мер, критическая кривая истинной двойной смеси метан — гексан
почти не отличается от критической кривой для тройной системы при
С=0,8.

При анализе фазовых равновесий смесей, содержащих реальные
нефти, обычно также используют разделение этих сложных смесей на
псевдокомпоненты. Один из вариантов такого разбиения использован
при анализе псевдотройных диаграмм.

Как видно из рис. 3.4, при температурах выше 80 ”С критические
давления в большинстве случаев будут уменьшаться с ростом темпе-
ратуры. При более низкой температуре изменение критических давле-
ний зависит от конкретного состава нефти. Можно лишь отметить, что
в этом диапазоне влияние температуры на критические давления
невелико.

Рис. 3.5. Зависимости кри-
тических давлений от
температуры для смесей
диоксида углерода с нор-
мальными парафиновыми
углеводородами.

На рис. 3.5 приведены критические кривые диоксида углерода с
различными углеводородами. Из анализа этого рисунка можно сделать
вывод, что при реальных пластовых температурах выше 60 "С с ростом
температуры критические давления смесей С02 с углеводородами
увеличиваются. То же самое можно, по-видимому, сказать и о смесях
С02 с реальными нефтями- Изменение фазового состояния этих смесей
при температурах ниже 60 °C осложнено возможностью образования
жидкой углекислотной фазы и будет рассмотрено ниже.

Чем выше молекулярная масса нефти, тем, вообще говоря, выше
давление смешивания углеводородных смесей. Присутствие аромати-
ческих углеводородов повышает давление смешивания в большей
степени, чем нормальных парафиновых углеводородов. Давление
смешивания уменьшается при увеличении содержания в смеси проме-
жуточных углеводородов. Давление смешивания диоксида углерода с
нефтью увеличивается при увеличении содержания в смеси азота и
метана.

3.5.	СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ СМЕШИВАНИЯ

Форма тройных и псевдотройных фазовых диаграмм определяется
давлением и температурой. При фиксированной температуре увеличе-
ние давления приводит к уменьшению двухфазной области. При этом
точки, соответствующие составам вытесняющего и вытесняемого
агента, могут переходить из одной области, определяющей рассмот-
ренные выше типы вытеснения, в другую. В частности, несмешиваю-
щееся вытеснение переходит в многоконтактное смешивающееся
вытеснение, а затем в одиоконтактиое. Наименьшее давление, при
котором осуществляется многоконтактное смешивающееся вытесне-
ние, называется минимальным давлением смешивания (МДС), а одно-
контактное - просто давлением смешивания (ДС). Так давление, для
которого построена диаграмма на рис. 3.3, является давлением смеши-
вания газа состава G с нефтями, составы которых лежат на прямой GE.
Это давление в то же время является минимальным давлением сме-
шивания вытесняющего агента с нефтью, лежащей на прямой KF.
Можно рассматривать еще два вида давления смешивания: 1) одно-
контактного, если состав вытесняющего агента лежит на прямой LP;
2) многоконтактиого, если этот состав лежит на отрезке НК. Эти давле-
ния соответствуют 3-му и 4-му типу вытеснения, которые рализуются,
в основном, при использовании обогащенного газа. Так как этот вид
воздействия на пласт применяется на практике сравнительно редко, то
в литературе, в абсолютном большинстве случаев, рассматривались
способы определения первых двух видов давления смешивания,
которым здесь и будет уделено основное внимание.

Самый достоверный способ определения давлений смешивания -
непосредственные лабораторные измерения. При этом давление

смешивания определяется при смешивании образцов вытесняющего
агента и пластовой нефти в сосуде равновесия. Минимальное давление
смешивания определяется в результате экспериментов по вытеснению
нефти. Чтобы свести к минимуму влияние макронеодиородности
пористой среды и обеспечить установление многокоитактного смеши-
вания, эксперименты проводят на трубках малого диаметра (6-12 мм)
и большой длины (10-40 м). Оив набиваются песком или раздроблен-
ным керновым материалом и помещаются в термостат. Пористая среда
насыщается нефтью, которая по составу и давлению насыщения соот-
ветствует пластовой. Во всей системе поддерживается постоянная
температура. Затем в модель закачивается агент, который планирует-
ся использовать на промысле. По предложению Л.В. Холма и В.А. Джо-
зендаля считается, что вытеснение происходит в условиях смешива-
ния, если к моменту прорыва закачиваемого агента добывается не
менее 85 % количества нефти в пористой среде, а при нагнетании 1,2
порового объема - 95-98 % нефти. Если на выходе модели имеется
визуальная камера, то в ней ие должна наблюдаться граница раздела
фаз, изменение окраски потока должно быть равномерным. Экспери-
менты проводятся при все более высоких давлениях. Если давление,
выше которого нефтеотдача практически перестает увеличиваться,
удовлетворяет приведенным условиям, то оно принимается в качестве
предельного.

Предложены расчетные способы определения давления смешива-
ния с использованием псевдотройных диаграмм. Для этого рассматри-

Рис. 3.6. Номограмма для опреде-
ления критического давления
смеси С02~ нефть

ваемая смесь условно разделяется на три псевдокомпонента. Затем
при помощи уравнений состояния дли различных давлений строятся
лсевдотройные диаграммы. Давление, при котором составы нефти или
вытесняющего агента попадают на какую-либо из касательных к
границе двухфазной области из числа перечисленных, принимается за
соответствующее давление смешивания.

За рубежом программы расчетов фазовых равновесий на ЭВМ
базируются преимущественно на уравнениях Пенга - Робинсона или
Редлиха - Квонга. В СССР под руководством Г.С. Степановой разрабо-
тана методика определения минимального давления динамического
смешивания [36], основанная на алгоритмах расчетов давления схож-
дения. Методика позволяет оценивать услония взаиморастворимости
нефтегазоковденсатных систем при наличии в углеводородных систе-
мах значительных количеств Н2, С02 и N2. Кроме того предложены
алгоритмы расчета фазовых равновесий на основе уравнений Пенга -
Робинсона [11].

В качестве первого приближения прогноз смешивания диоксида
углерода с нефтью можно сделать при помощи различных корреляци-
онных зависимостей. Для определения давления смешивания И.И. Ду-
нюшкиным и А.Ю. Намиотом предложена номограмма (рис. 3,6). При
этом следует знать температуру и молекулярную массу нефти.

Аналогичная номограмма для определения минимального давле-
ния смешивания (рис. 3.7) построена И.В. Холмом и В.А. Джозендалем,
а также М. Мангеном. Она имеет вид зависимостей этого давления от
температуры при различных значениях молекулярной массы фракций

3.7. Номограмма дм определения минимального давления смешивания смеси СО —
нефть.

1 — данные Холма и Джозендаля; 2—данные Мангена

Cs +, содержащихся в нефти. Как отмечают авторы, для более тяжелых
нефтей минимальное давление смешивания увеличивается почти
асимптотически.

Достижение условий смешивания не исключает возможности
появления твердой фазы, состоящей из асфальтосмолистых фракций
нефти. Эти вещества могут осаждаться в результате структурных
изменений нефти под воздействием большого количества диоксида
углерода или легких газовых фракций. Более того, после выпадения
асфальтосмолистых веществ давление смешивания вытесняющего
агента с остающейся жидкой фазой имеет меньшую величину, чем
можно было ожидать при рассмотрении первоначальной пластовой
нефти.

3.6.	СОЧЕТАНИЕ ГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
С ЗАВОДНЕНИЕМ

Общий недостаток всех видов газового воздействия на пласт -
малый коэффициент охвата вследствие крайне неблагоприятного
соотношения подвижностей газовой и нефтяной фаз. Сочетание закач-
ки в пласт газа и воды приводит к уменьшению неоднородности
фильтрационного потока, во-первых, из-за более высокой вязкости
воды по сравнению с газом, во-вторых, из-за образования в пласте зон
трехфазной фильтрации, обладающих повышенным фильтрационным
сопротивлением. С другой стороны, массообмен между газовой и
нефтяной фазами, приводящий к увеличению подвижности нефтяной
фазы при растворении в ней газовых компонентов, а также переход
отдельных фракций нефти в газовую фазу обеспечивают повышение
эффективности водогазового воздействия по сравнению с обычным
заводнением.

С точки зрения добычи остаточной нефти применение газового
воздействия на пласт, в большинстве случаев, следует рассматривать
как метод, применяемый на поздних стадиях обычного заводнения. В
некоторых случаях третичным методом может оказаться и заводнение.
В качестве примера можно привести месторождения с большими
газовыми шапками. Для таких месторождений может оказаться целе-
сообразной разработка в течение некоторого периода при естествен-
ном газонапорном режиме за счет расширения газовых шапок, кроме
того, может оказаться технически неосуществимым применение
заводнения с начала разработки некоторых нефтяных залежей с
низкими коллекторскими свойствами, что потребует предварительно-
го нагнетания газа.

Перед рассмотрением механизма, приводящего к увеличению
добычи нефти при сочетании закачки в пласт газа и воды, следует
напомнить некоторые представления о влиянии смачиваемости поро-
ды пласта на процесс вытеснения.

В гидрофильных пористых средах капиллярные силы способствуют
проникновению воды в мелкие поры. Часть воды при этом будет
оставаться в виде рассеянных капель, которые удерживаются водой в
крупных порах. В гидрофобных коллекторах капиллярные силы
препятствуют проникновению воды в поры тем в большей степени, чем
меньше их диаметр. Остаточная нефть в гидрофобном коллекторе
сосредоточена преимущественно в мелких порах, а также в виде
пленочной нефти на поверхности более крупных поровых капель.
Основные породы, слагающие пласт, по своей природе являются
гидрофильными. Ввиду этого, мелкие поры коллекторов заняты в
основном, связанной водой. С другой стороны, поверхностно-актив-
ные вещества пластовой нефти, содержащейся в более крупных порах,
взаимодействуют с породой этих пор, происходит частичная адсорбция
этих веществ на породе коллектора. Эти явления приводят к частич-
ной гидрофобизации крупных пор, в то время как мелкие поры оста-
ются гидрофильными. В результате нефть в крупных порах содержится
не только в виде рассеянных капель, но и в виде пленочной нефти.

Сочетание закачки в пласт воды с газом, который смачивает
породу пласта в меныпей степени, чем вода и нефть, приводит к более
полному отмыву нефти. При этом газ преимущественно вытесняет
нефть из крупных пор. Последующая закачка воды приводит к про-
питке более мелких каналов и вытеснению из них нефти в более круп-
ные. Газ, находившийся в этих крупных каналах, как наиболее несма-
чивающаяся фаза, остается в виде рассеянных капель у сужений
крупных пор, занимая то место, где ^находилась бы нефть при отсут-
ствии газа. В итоге вода более полно вытесняет нефть из крупных пор.

В предварительно заводненных пластах нефть содержится в более
крупных порах, откуда и вытесняется затем газом, кроме того проис-
ходит частичное испарение в газ пленочной нефти, находящейся на
стенках крупных пор.

В работах Ю.М. Островского, Е.Н. Лискевича и других описаны
лабораторные эксперименты по вытеснению нефти сухим газом и
водой применительно к условиям Битковского, Самотлорского, Гне-
динцевского и Долинского месторождений. При вытеснении нефти
сухим газом в этих экспериментах коэффициент вытеснения составил
42,5 %, а водой — 57,5 %. С точки зрения общего количества извлекае-
мой нефти последовательность закачки газа и воды во всех проведен-
ных экспериментах не имела значения. В обоих случаях коэффициент
вытеснения составил около 72,5 %, если объем нагнетания первого
агента превышал 0,25 объема пор. Таким образом, результаты экспе-
риментов показывают, что коэффициент вытеснения нефти из одно-
родных пористых сред не зависит от порядка нагнетания сухого газа и
воды.

Следует обратить внимание, что описанный механизм гаэоводяно-
го воздействия на пласт в случае реальных макронеоднородных сред
является неполным. Наличие в пласте трещин, высокопроницаемых
слоев или просто сравнительно крупных непрерывных каналов между
линиями нагнетания и отбора во многом меняет картину процесса.
Маповязкий газ преимущественно фильтруется по этим каналам, что
приводит к снижению коэффициента охвата. При значительной макро-
неоднородности таким же образом будет себя вести и более вязкая
вода. Сравнительно медленные процессы капиллярной пропитки
будут при этом играть меньшую роль, чем в однородных средах.

В качестве примера рассмотрим описанные А.И. Вашуркиным и др.
лабораторные эксперименты по вытеснению дегазированной нефти
Федоровского месторождения вязкостью 2,23 мПа • с, водой и газом из
газовой шапки этого же месторождения, содержавшим 96,1 % метана и
3,9 % промежуточных фракций С2 - С6. В этих условиях коэффициент
вытеснения нефти газом в объеме 0,8 от объема пор составил 42 %, а
водой — 61 %. Закачка вслед за газом воды обеспечила увеличение
коэффициента вытеснения по сравнению с обычным заводнением на
15 %. В то же время закачка одного объема пор газа в полностью обвод-
ненный пласт увеличила добычу нефти всего на 6 %. Лишь последую-
щее нагнетание в пласт 1,2 от объема пор воды позволило довести
коэффициент вытеснения до 76 %, как и в предыдущем случае. Эти
эксперименты были проведены на насыпной модели пористой среды.
Аналогичные результаты были получены и на модели, составленной из
естественного керна Федоровского месторождения.

Повышенная вязкость нефти в значительной степени усиливает
эффекты, связанные с макронеоднородностью пористой среды. Рас-
смотрим опыт, описанный ИЛ. Липовецкой и Б.Е. Кисиленко, по
вытеснению высоковязкой нефти (75 мПа  с) дистиллированной водой
и воздухом. Эксперименты проводились на площадной модели пласта
(1300x300x20 мм), заполненной кварцевым песком проницаемостью
9,5 мкм2 и пористостью 38 %. После полного обводнения продукции
были проведены три цикла последовательной закачки воздуха и воды
до прорыва каждого из этих агентов. В результате увеличения нефте-
отдачи достигнуто не было. Здесь, по-видимому, воздух двигался по
тем каналам, которые были полностью промыты предварительным
заводнением.

Снижение эффективности газовых методов разработки вследствие
неблагоприятного соотношения подвижностей газовой и нефтяной фаз
можно, в определенной степени, устранить при совместном нагнетании
в пласт газа и воды. При этом газ будет, в первую очередь, вытеснять
нефть из крупных пор, обходя мелкие. И то же время вода будет
вытеснять нефть из более мелких капилляров. Таким образом при

газоводяной репрессии совмещаются механизмы дренирования круп-
ных пор и пропитки мелких капилляров.

’ При совместной фильтрации газ и вода препятствуют Друг другу в
движении по пористой среде. Газоводяная смесь ведет себя в пористой
среде как агент более высокой вязкости, чем газ, а в некоторых
случаях и чем вода. Таким образом нагнетание гаэоводяных смесей
приводит к повышению фильтрационного сопротивления пласта, что, в
итоге, способствует увеличению коэффициента охвата пласта воздей-
ствием. При этом максимальное значение фильтрационного сопротив-
ления будет реализовываться при меньших значениях содержания в
газоводяной смеси газа, чем воды.

Рассмотрим изменение фильтрационного сопротивления Q движе-
нию смеси жидкостей в зависимости от ее состава (рис. 3.8) При этом

(3.3)

Здесь jj, fcp у, - соответственно подвижность, фазовая проницае-
мость и вязкость |-й фазы. *

Предполагается, что жидкости имеют модельные фазовые прони-
цаемости к1 = s2, к2 = (1 - $)2, где s - насыщенность пласта первой
фазой. Вязкости фаз: = 1, ра = 0.5. На рис. 3.8 приведены зависимос-
ти подвижностей и фазовых проницаемостей фаз от насыщенности s.
Обратим внимание, что подвижность и фазовая проницаемость первой
жидкости совпадают: кх = Максимальное фильтрационное сопро-
тивление будет у смеси с пониженным содержанием маловязкой
жидкости, в данном случае s, = 0,67. При s2 = 0,59 подвижности обеих
фаз оказываются равными.

Рис. 3.8. Зависимости относительных проницаемостей к? к3 и
подвижностей I? в также фильтрационного сопротивления

Я для модельной двухфазной системы от насыщенности s

Таким образом, с точки зрения достижения максимального филь-
трационного сопротивления оптимальна закачка в пласт смеси с
содержанием в ней более вязкой из рассматриваемых жидкостей.

h	(s.) + fa(sa)]' 0,673.	(3.4)

При этом более вязкая жидкость будет несколько обгонять в
своем движении маловязкую, но скорости их близки. На практике
фазовые проницаемости имеют более сложный вид, чем на рис. 3.8.
Однако и в реальных случаях, как и в рассмотренном, процесс вытес-
нения нефти будет наиболее эффективен при нагнетании в пласт
газоводяной смеси такого состава, чтобы фронты газа и воды двига-
лись примерно с одной скоростью. Значительный обгон одной из фаз
(особенно газа) приводит к снижению коэффициента охвата. Кроме
того, в некоторых зарубежных работах, например, в [11], указывается
на снижение коэффициента вытеснения нефти в гидрофильных поро-
дах, если вода опережает газ. В этом случае подвижная вода изолирует
часть нефти, находящейся в капельном состоянии, и препятствует
массообмену между этой нефтью и закачиваемым газом. Проявление
это$о эффекта более значительно при использовании обогащенного
газа и диоксида углерода, когда процессы массообмена' наиболее
существенны. Так, например, П.И. Забродин и Г.Э. Халимов [13] отме-
чают, что уменьшение порции диоксида углерода при попеременной
закачке ее с водой приводит к уменьшению коэффициента вытесне-
ния. В гидрофобных коллекторах остаточная нефть находится преи-
мущественно в пленочном состоянии и подвижной водой не изолиру-
ется.

Таким образом, теоретические предпосылки позволяют предпо-
ложить, что зависимость нефтеотдачи от состава газоводяной смеси
будет немонотонной и имеет максимум при некоторых промежуточ-
ных содержаниях газа и воды. Такой вывод подтверждается резуль-
татами лабораторных экспериментов. Так в работах Ю.М. Островского,
Е.Н. Лискевйча и других проведен анализ опытов по вытеснению
нефтей Битковского и Самотлорского месторождений смесями сухого
газам воды разного состава. Результаты экспериментов в обоих случа-
ях подобны. На рис. 3.9 приведены зависимости коэффициента вытес-
нения Самотлорской нефти в зависимости от содержания газа R в
водогазовой смеси.

0-S)

где gD, qr - соответственно объемные расходы воды и газа в закачи-
ваемой смеси.

Из рис. 3.9 видно, что к моменту нагнетания Q = 2 Vnop водогазовой
смеси (сплошная линия) при изменении газосодержания R в пределах
от 0,2 до 0,75 коэффициент вытеснения достигает порядка 0,73- 0,75.

Область: I—первоначального прорыва воды; II — совместного прорыва газа в воды; III 
первоначального прорыва газа

Рис. 3.10. Зависимости коэффициента
вытеснения т), от объема нагнетания Q.
1 — нагнетание газа; 2 — нагнетание воды;
нагнетание водогаэовсй смеси: 3 — после
закачки 1,2 Vrop воды; 4 — с начала
разработки

Здесь же приведены графики зависимости нефтеотдачи от газосодер-
жания т](й) на момент прорыва нагнетаемых агентов (пунктирные
линии). Максимальный коэффициент вытеснения достигается при
одновременном прорыве газа и воды, когда параметр R лежит в
пределах от 0,3 до 0,45.

Применительно к условиям Гнединцевского и Долинского место-
рождений рассмотрено влияние на эффективность вытеснения нефти
водогазовыми смесями предварительного заводнения. На рис. 3.10
приведены зависимости коэффициента вытеснения гнединцевской
нефти газом (кривая 1), водой (кривая 2), водогазовой смесью при
R = 0,25 после предварительного заводнения (кривая 3) и с начала
разработки (кривая 4). Результаты экспериментов показали, что
применение водогазовых смесей эффективно на любой стадии разра-

ботки. Однако максимальный прирост коэффициента вытеснения по
сравнению с обычным заводнением (А ц = 0,22) достигается при закач-
ке водогазовой смеси с начала процесса. Предварительное заводнение
приводит к уменьшению этой величины до Ат] = 0,16. Следует отме-
тить, что выбор стадии, на которой наиболее эффективно применение
газовых методов, зависит от различных геолого-физических парамет-
ров - вязкости нефти, неоднородности пласта и т.п. Подробное влия-
ние стадии начала процесса на эффективность применения метода
будет рассмотрено в дальнейшем на примере закачки в пласт диоксида
углерода.

Во многих случаях поступление газовых агентов для целей их
закачки в ппаст неравномерно. Это приводит к необходимости попе-
ременного нагнетания газа и воды, т.е. к закачке этих агентов отдель-
ными порциями. Иногда попеременное нагнетание в нефтяную залежь
газа и воды оказывается целесообразным из чисто технологических
или технических соображений- В частности, совместная закачка газа и
воды способствует снижению приемистости нагнетательных скважин,
при попеременном нагнетании С02 и воды в некоторой степени снижа-
ется коррозия оборудования нагнетательных скважин. Попеременная
и совместная закачка сухого газа и воды сравнивалась Ю.М. Остров-
ским и другими в специальных лабораторных экспериментах, прове-
денных применительно к условиям Битковского месторождения.
Результаты экспериментов показали, что в случае, когда объем закач-
ки каждого из агентов за один цикл не превышает 0,12 от объема пор,
попеременная закачка газа и воды обеспечивает такой же коэффици-
ент нефтевытсснения (0,75), как и нагнетание гаэоводяной смеси. При
увеличении размера порций агентов с 0,12 Vnop до 0,25 Упор наблюдает-
ся снижение коэффициента вытеснения до 0,69. При дальнейшем
увеличении размера порций коэффициент вытеснения не изменяется.

В других случаях максимальный размер порций агентов, при
котором попеременная закачка обеспечивает такую же эффектив-
ность, как н совместная, обычно бывает меньше, чем 0,12 Упор. Расчеты
показывают, что при закачке СО2, например, такой размер изменяется
от 2 до 5 % в зависимости от неоднородности пласта.

Совместная или попеременная закачка газа и воды весьма эф-
фективна и в неоднородных коллекторах. Как уже отмечалось, водо-
газовая смесь обладает более низкой подвижностью, чем газ или вода
в отдельности. В результате совместная или попеременная закачка
газа и воды, подобно закачке загустителей, способствует выравнива
нию фронта вытеснения в неоднородных пластах. При движении смеси
в слоистых пластах ее водогазовое отношение не такое, как было при
нагнетании. Дело в том, что скорости фильтрации в непосредственной
 близости от нагнетательных скважин велики и влияние капиллярных
сил значительно меньше, чем вязкостных. Вязкостное сопротивление

особенно сильно в малопроницаемых коллекторах и менее значитель-
но при движении маловязкого газа, чем воды. Этим объясняется
отмеченный Ю.М. Островским и другими факт, заключающийся в том,
что при закачке газоводяных смесей газ поступает преимущественно в
малопроницаемые слои, а вода - в высокопроницаемые. Водогазовое
отношение у смеси, поступающей в высокопроницаемые слои, оказы-
вается выше, чем у поступающей в малопроницаемые. Это приводит к
еще большему увеличению фильтрационного сопротивления высоко-
проницаемых слоев и, в конечном итоге, к увеличению коэффициента
охвата. Указанный эффект способствует смещению оптимального
содержания агентов в газоводяной смеси в сторону увеличения доли
газа. В опытах, проведенных на модели, составленной из трех изоли-
рованных образцов песчаника, характерных для коллекторов продук-
тивного разреза Битковского месторождения, при равном содержании
в смеси газа и воды (R = 0,5) достигается максимальная нефтеотдача,
равная 0,72 при закачке 2Vnop смеси, и 0,62 - к моменту прорыва по
наиболее проницаемому образцу. При других составах смеси нефтеот-
дача в обоих случах будет меньше. Напомним, что в однородном
пласте оптимальное значение газосодержания R находилось в диапа-
зоне от 0,3 до 0,45.

Инаи картина будет наблюдаться вдали от нагнетательных сква-
жин. Там скорости фильтрации невелики и капиллярные силы значи-
тельны. Под влиянием этих сил вода перетекает в малопроницаемые
слои и водогазовое отношение в высокопроницаемых слоях умень-
шается. Чтобы предотвратить возникающее при этом снижение филь-
трационного сопротивления высокопроницаемых слоев, рекомендует-
ся при нагнетании смеси увеличивать ее водогазовое отношение по
сравнению с оптимальным значением этого параметра для однородно-
го пласта. Заметим, что описанному эффекту следует уделять особое
внимание при разработке слоисто-неоднородных коллекторов с
наличием значительной гидродинамической связи между слоями.

3.7.	ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Наиболее широко среди газовых методов увеличения нефтеотдачи
за рубежом применяется нагнетание в пласт диоксида углерода. С
одной стороны, это объясняется его сравнительной дешевизной.
Обычно он дешевле обогащенного газа. При наличии природных
залежей углекислого газа, близко расположенных к нефтяному место-
рождению, этот агент оказывается дешевле метана. Более того, в
отличие от углеводородных газов диоксид углерода не представляет
самостоятельной ценности как топливо, поэтому со снижением цен на
нефть на мировом рынке снижается и стоимость углекислого газа. В

США снижение стоимости нефти на каждый доллар приводит к умень-
шению стоимости С02 на 10 центов. С другой стороны, диоксид угле-
рода как вытесняющий агент существенно эффективнее, чем метан и
азот и сравним по своему действию с обогащенным газом. Диоксид
углерода имеет более широкую область применения по сравнению с
другими газами,в частности, ои достаточно эффективно может исполь-
зоваться для добычи остаточной нефти. В связи с этим особое внима-
ние здесь будет уделено особенностям применения диоксида углеро-
да.

3.7.1.	Влияние диоксида углерода на физико-химические свойства
н фильтрационные характеристики нефти

и воды

Диоксид углерода (углекислый газ, угольный ангидрид, С02)
имеет молекулярную массу 44,01. Его критическая температура -
плюс 31 °C, критическое давление - 7,28 МПа. Для наиболее часто
встречающихся в пласте термобарических условий (давление
8-25 МПа, температура 20-100 °C) плотность и вязкость жидкого
диоксида углерода лежат, соответственно, в пределах от 700 до
1000 кг/мэ и от 0,08 до 0,12 мПа • с, а газообразной - от 500 до 900 кг/мэ
и от 0,08 до 0,02 мПа  с соответственно [27].

В воде диоксид углерода растворяется значительно лучше, чем
углеводородные газы, причем его растворимость увеличивается с
ростом давления и уменьшением температуры и в указанном диапазо-
не пластовых условий лежит в пределах от 15 до 40 мэ/мэ (3-6 % по
массе). С ростом минерализации воды растворимость в ней диоксида
углерода уменьшается в несколько раз. По данным, опубликованным
II. Мангэном, вязкость воды при растворении в ней С02 изменяется не
более чем на 2 %. Согласно [27] вязкость воды при массовом содержа-
нии в ней С02 3-5 % увеличивается на 20-30 %. Отметим, что даже эти
изменения несущественны для расчетов процессов, происходящих в
пористой среде ними можно пренебречь.

На процесс извлечения нефти с использованием диоксида углеро-
да положительно влияет снижение поверхностного натяжения на
границе нефть - вода, достигающее десятков процентов [27]. Это
способствует более полному отмыву нефти карбонизированной водой
(раствором СО2 в воде). При растворении диоксида углерода в нефти
снижается поверхностное натяжение на границе жидкой и твердой
фаз, что способствует отмыву и отрыву пленок нефти от поверхности
пористой среды.

Образующаяся при растворении С02 в воде угольная кислота
Н2СОЭ растворяет некоторые виды цемента и карбонатные породы, что
приводит, по некоторым данным, к увеличению проницаемости песча-

ников на 5-15 %, а доломитов — на 6-75 %. На процессе фильтрации
положительно сказывается снижение набухаемости (на 20-50 %)
глинистых частиц.

В нефти диоксид углерода растворяется значительно лучше, чем
метан и азот. Растворимость СО2 в нефти тем выше, чем выше давле-
ние, ниже молекулярная масса нефти и содержание в ней метана и
азота. Диоксид углерода лучше растворяется в парафиновых углево-
дородах, чем в нафтеновых, а тем более в ароматических. Как видно
из рис. 3-5, при увеличении температуры от критической до 200 “С
критическое давление диоксида углерода с углеводородами увеличи-
вается, что свидетельствует об уменьшении растворимости С02 в
нефти. Жидкий диоксид углерода при температурах ниже критической
полностью смешивается с легкими парафиновыми углеводородами и
их смесями вплоть до С12Н26, с более тяжелыми углеводородами
смешиваемость ограниченная.

Растворимость СО2 в пластовых нефтях в значительной степени
зависит от их состава и должна определяться в каждом конкретном
случае. Для приближенного определения растворимости СО2 в нефти
можно использовать хорошо известные корреляционные зависимости
Р. Саймона и Д. Грауз, а также предложенные И.И. Дунюшкиным
обобщенные корреляционные формулы [35].

При нагнетании диоксида углерода в пласты, содержащие нефти
повышенной вязкости, прирост нефтеотдачи обеспечивается за счет
снижения вязкости нефти при растворении в ней СО2- Наибольшее
снижение вязкости происходит при небольших концентрациях этого
агента. Уменьшение вязкости тем значительнее, чем выше ее началь-
ное значение.. Так для высоковязких нефтей (1000- 9000 мПа • с) в
зависимости от температуры и давления вязкость снижается в 70-150
раз, а для маловязких (1-9 мПа - с) - в 2-10 раз [27]. Определить
вязкость нефти, содержащей диоксид углерода, можно при помощи
графических корреляционных зависимостей, предложенных Р. Саймо-
ном и Д. Грауэ. Несколько более общие зависимости предложены
И.И. Дунюшкиным [35], кроме того можно использовать аналитические
формулы венгерских исследователей [29],

Увеличению подвижности нефти в значительной степени способ-
ствует увеличение ее объема при растворении диоксида углерода.
Особенно большую роль играет этот фактор при вытеснении легких
маловязких нефтей. Зависимости объемного коэффициента нефти от
содержания в ней СО2 получены теми же исследователями, что и
корреляции вязкости. Изменение объема нефти можно также оценить,
если известна зависимость ее плотности от содержания диоксида
углерода. Согласно [35] существуют две области различного изменения
плотности нефти с ростом концентрации в ней СОа. Для тяжелых
нефтей с плотностью выше 900 кг/мэ эта величина убывает с ростом

концентрапии диоксида углерода. Таким свойством обладает, напри-
мер, нефть месторождения Павлова гора. Плотность легких нефтей
(например, Тумазинского и Арланского месторождений) с ростом
концентрации С02 сначала увеличивается, а затем уменьшается,
оставаясь при этом выше первоначальной. В большинстве случаев
изменение плотности не превышает 3 %, хотя Г-В. Ложкин и А.В. Ба-
туркин указывают на возможность более значительного повышения
плотности нефти (до 15 %).

3.7.2.	Изменение фазового состояния смесей диоксида углерода
с нефтью

Изменение фазового состояния смесей нефти с С02 - довольно
сложный процесс. При достаточно высоких температурах сосуществу-
ют газообразная углекислотная и жидкая нефтяная фазы. При темпе-
ратурах ниже критических наблюдается равновесие жидкость —
жидкость. С ростом молекулярной массы углеводородов максималь-
ная температура повышается. Так дпя смеси С02 - СЭ0Н62 эта темпе-
ратура составляет 60 °C. При большом содержании метана в смеси
может образоваться третья газовая фаза, состоящая, в основном, из
этого агента с примесью С02, кроме того может образоваться и четвер-
тая твердая фаза, состоящая из высококипящей ароматики смол и
асфальтенов. Отметим, что твердая фаза может образоваться и при
осуществлении равновесия газ - жидкость в условиях, близких к
полному смешиванию С02 и нефти.

Области давлений и температур, в которых возможно образование
трехфазных систем С02 - нефть, весьма различны для нефтей разного
состава. Так, по данным Ф. Сталкапа для смесей С02 с нефтями Запад-
ного Техаса, имеющими молекулярную массу 215-290 и плотность
850-880 кг/мэ, трехфазная область (жидкость - жидкость - газ)
формируется при Е < 43 °C. В смеси С02 с венгерскими нефтями трех-
фазная и четырехфазная (с твердой фазой) области образовывались при
температурах до 85 °C в диапазоне давлений 10-30 МПа. При этом
молекулярная масса нефтей находилась в пределах от 156 до 215, а
плотность - от 820 до 840 кг/мэ-

Возможность существования в пласте при нагнетании диоксида
углерода трех и более фаз следует учитывать при проектировании. С
одной стороны, существование многофазных областей может способ-
ствовать выравниванию неоднородностей фильтрационного потока, с
другой, выпадение твердого осадка может привести к закупориванию
малопроницаемых слоев и снижению приемистости нагнетательных
скважин.

3.7.3.	Процессы, происходящие в нефтяном пласте при нагнетании
диоксида углерода

Процессы, происходящие в пористой среде при нагнетании диок-
сида углерода, во многом сходны с процессами, происходящими при
закачке природного газа. В ппасте либо осуществляется одноконтакт-
ное смешивающееся вытеснение, либо происходит хроматографичес-
кое разделение компонентов нефти. На фронте вытеснения углекис-
лотная фаза в основном состоит из СО2 и газовых компонентов
(Cj-C,). Затем с пластовой нефтью контактирует углекислотная фаза,
состоящая из СО2 и промежуточных углеводородных компонентов
С5—С26- Тонкие эксперименты, проведенные В. Мейном и другими,
показали, что содержание в остаточной нефти тяжелых фракций
С26 + остается приблизительно постоянным по длине пласта как при
несмешивающемся, так и при многоконтактном смешивающемся
вытеснении.

Механизм образования мнОгокоитактного смешивающегося
вытеснения нефти с диоксидом углерода имеет некоторые особен-
ности. Так при закачке природного газа этот процесс устанавливается
при достаточном обогащении закачиваемого агента легкими фракци-
ями нефти С2-С5. Диоксид углерода эстрагирует компоненты нефти
существенно лучше метана. Многоконтактное смешивающееся вытес-
нение может установиться при обогащении углекислотной фазы
промежуточными компонентами С5-С26. При этом минимальное
- давление смешивания оказывается меньше, чем давление, необходи-
мое для установления этого процесса за счет фракций С2—Cs- В ре-
зультате минимальное давление диоксида углерода с нефтью оказыва-
ется значительно меньше, чем у природного газа, причем определяет-
ся, в основном, содержанием в нефти фракций Cs-C26. Легкие компо-
ненты нефти выносятся диоксидом углерода вперед и обгоняют фронт
смешивающегося вытеснения. Впервые на эту особенность смешива-
ния диоксида углерода с нефтью обратили внимание Л.Н. Холм и
В.А. Джозендаль. Они утверждали, что минимальное давление смеши-
вания СО2 с нефтью определяется только температурой и средней
.молекулярной массой фракций Се-С30. В соответствии с этим ими
получены графические корреляции для определения минимального
давления смешивания. Эти корреляции, дополненные Н. Мангеном,
приведены на рис- 3.7. Приведенное утверждение, по-видимому,
излишне категорично. В некоторых случаях, например, при вытесне-
нии легких нефтей или при закачке в пласт смесей С02 с легкими
углеводородами, на минимальное давление смешивания закачивае-
мого агента с нефтью будет оказывать определенное влияние и содер-
жание в ней фракций C2~CS.

Таким образом, минимальное давление смешивания диоксида
углерода с нефтью увеличивается с ростом температуры, плотности и

вязкости нефти, молекулярной массы фракций С6-Сзо, а также с
уменьшением количества этих фракций. Кроме того давление смеши-
вания уменьшается с увеличением содержания в смеси S02, уменьше-
нием содержания метана или азота, а в отдельных случаях с увели-
чением содержания углеводородных фракций С2 - С5. Ф. Сталкапом
отмечены случаи увеличения минимального давления смешивания с
8,75 до 14 МПа при добавлении к С02 15 % метана [9] и уменьшения
этого давления на 1,5 МПа при добавке к диоксиду углерода 10 %
SO2.

3.7.4.	Сравнительная эффективность
смешивающегося и несм сшивающегося
вытеснения нефти с использованием диоксида
углерода

Анализ промыслового опыта свидетельствует, что в большинстве
случаев наиболее эффективное вытеснение нефти газом происходит в
условиях смешивающегося режима. В США за счет этой технологии в
1986 г. добыто свыше 3 млн.т нефти, в то время как в режиме несме-
шивающегося вытеснения добыто значительно меньше. Отметим
однако, что в США несмешивающееся вытеснение в более или менее
широких масштабах стало внедряться в последнее время. Возмож-
ность расширения применения вытеснения нефти в этом режиме
весьма значительна. Этот процесс применим в более широком диапа-
зоне, чем смешивающееся вытеснение, в частности, этот метод может
стать действенным средством повышения нефтеотдачи пластов, со-
держащих высоковязкие нефти. Отмечается, что при вязкости нефти
более 100 мПа  с, пластовом давлении более 7 МПа и начальной нефте-
насыщенности более 0,5 закачка СО2 обеспечила в некоторых случаях
лучшие результаты, чем термические методы.

При осуществлении смешивающегося вытеснения коэффициент
вытеснения выше, чем при реализации несмешиваюшегося режима. В
то же время, образование во втором случае зон трехфазной фильтра-
ции, обладающих повышенным фильтрационным сопротивлением,
обусловливает более высокий коэффициент охвата. Априори нельзя
сказать, всегда ли при смешивающемся режиме нефтеотдача будет
выше, чем при несмешивающемся. Для сравнения эффективности
вытеснения нефти диоксидом углерода в этих двух режимах Б.И. Леви
и Х.Г. Шакировым были проведены многовариантные расчеты [47],

Моделирование неоднородных пластов было осуществлено в этих
расчетах при помощи логарифмически нормального закона распреде-
ления проницаемости. Этот закон характеризуется двумя параметра-
ми - средней проницаемостью и коэффициентом вариации VK. Во всех
примерах средняя проницаемость была принята равной 0,5 мкм2.
Степень неоднородности пласта по проницаемости определяли задани-
86

ем значений коэффициента вариации, в частности, было принято:
Ук=(однородный пласт); Ук=0,5 (к =0,19; 0,35; 0,45; 0,58 и 0,93); VK=0,75
(kj - 0,10; 0,27; 0,40; 0,57 и 1,16); VK = 1 (kj = 0,01; 0,14; 0,34; 0,62 и 1,39).
Здесь kj - проницаемость j-ro пропластка (/=1,2,..., 5).

Сопоставимость результатов расчетов смешивающегося и несме-
шивающегося вытеснения была достигнута в результате использова-
ния одной и той же смеси СО2 - нефть, изменение фазового состоя-
ния которой описано Г.В. Ложкиным и А.В. Батуркиным. Для выбран-
ной смеси при температуре 353,2 К несмешивающееся вытеснение
нефти диоксидом углерода происходит при давлениях, не превышаю-
щих 18 МПа, а смешивающееся - при давлениях больше 18 МПа. В
расчетах учитывали изменение: вязкости нефти от 1,7 до 0,425 мПа - с
при содержании СОа в ней (Сн) в диапазоне 0 С Си < 0,452 и от 0,462 до
0,053 мПа  с при 0,462 С Си € 1; плотности нефти от 792 до 860 кг/м при
0 < С„ С 0,452 с максимумом, равным 925 кг/м при Си - 0,346, и моно-
тонно убывающей от 860 до 660 кг/м при 0,452 С С„ < 1; вязкости воды
от 0,5 до 0,65 мПа  с при изменении концентрации С02 в воде от 0 до
0,06. Относительные фазовые проницаемости считали функциями
насыщенности и концентрации.

Диоксид углерода закачивали в пласт попеременно с водой
порциями по 0,025 Vnop. Отношение объемов С02 и воды в одном цикле
нагнетания изменялось от 1 : 1 при VK = 0 до 1  1,5 при VK = 1, а в
случае смешивающегося вытеснения - от 1 : 2 до 1 ; 3 при тех же
значениях коэффициента вариации. Расчеты показали, что такой
режим нагнетания был оптимален в каждом случае. Были построены
зависимости прироста нефтеотдачи при оптимальной технологии
нагнетания СО2 в случаях смешивающегося и несмешивающегося
вытеснения нефти оторочками С02 от степени неоднородности пласта
(рис. 3.11). Прирост определяли относительно нефтеотдачи в варианте с
’’обычным*’ заводнением для модели пласта с соответствующей сте-
пенью неоднородности. Анализируя зависимости, показанные на
рисунке, можно сдепать следующие выводы.

Рис. 3.11. Зависимость прироста ив(₽теогдвчи Ат)
при смешивающемся (2, 6, 7, 8) и несмешиваю-
щемся (1, 3, 4, S) вытеснении нефти диоксидом
углерода и водой от степени неоднородности
пласта.

Размер оторочки СО : 1, 2 — 0,1 Vnop; 3, 6 —
0,2 Vnop; 4. 7-0,3 упор; 5,8 - 0,5 %,

В пластах с высокой степенью неоднородности (VK > 0,5) значения
конечной нефтеотдачи при смешивающемся и несмешивающемся
режимах близки. Более того, для ппастов с определенной степенью
неоднородности эффективность несмешивающегося вытеснения
оказывается выше, чем смешивающегося.

3.7.5.	Технологии применения диоксида углерода

На ранних стадиях применения диоксида углерода испытывалась
закачка карбонизированной воды (раствора СО2 в воде). Использова-
ние этой технологии приводит к снижению остаточной нефтенасыщен-
ности пластов и к увеличению коэффициента охвата по сравнению с
обычным заводнением. Наиболее успешный эксперимент по нагнета-
нию карбонизированной воды был проведен на Александровской
площади Туймазинского месторождения, где конечная нефтеотдача
увеличилась на 12 % [44]. Другие промысловые эксперименты оказа-
лись менее результативными.

Основной недостаток рассматриваемой технологии - медленное
поступление диоксида углерода в пласт, так как его массовая раство-
римость в воде не превышает 6 %. В результате фронт концентрации
С02 значительно отстает от фронта вытеснения и отсутствует ярко
ныраженный вал нефти. Этот фактор особенно неблагоприятен в
заводненных пластах. Отметим также, что при использовании карбо-
низированной воды обострены проблемы коррозии. В настоящее время
возможность применения карбонизированной воды рассматривается
лишь применительно к пластам, содержащим высоковязкую нефть и
характеризующимся значительно развитой неоднородностью коллек-
тора по площади и толщине. Однако и в таких условиях имеются более
эффективные технологии применения диоксида углерода.

Наиболее высокий коэффициент вытеснения обеспечивает непре-
рывное нагнетание диоксида углерода, однако, нагнетание в пласт
больших объемов маловизкого диоксида углерода приводит к значи-
тельному снижению коэффициента охвата. В отдельных случаях
конечная нефтеотдача может оказаться ниже, чем при обычном завод-
нении. Вследствие быстрого прорыва СО2 к добывающим скважинам
необходимо предусмотреть его утилизацию на ранней стадии реализа-
ции процесса.

Необходимые условия реализации непрерывной закачки диоксида
углерода - наличие источника дешевого СО2 достаточной производи-
тельности и относительно однородный коллектор. Технология при-
менима на тех месторождениях, где закачка воды нецелесообразна,
например, при малой проницаемости коллектора или при вертикаль-
ном вытеснении нефти в крутопадающих пластах. Успешным считается
проект, реализованный на месторождении Литл Крик (США), где в
88

пласт проницаемостью 0,005 мкм2 было закачано 1,6 Vnop СО2 (где
Упор - объем пор), причем 53 % СО2 было утилизировано и закачано
снова. К концу нагнетания С02 было добыто 58 % остаточной после
заводнения нефти. Несмотря на утилизацию и повторную закачку С02,
ее затраты на тонну дополнительно добытой нефти были очень велики
(4 т/т) и экономический эффект отсутствовал.

Нагнетание воды после закачки определенной порции диоксида
углерода обеспечивает его экономию и больший коэффициент охвата
пласта воздействием метода. Это объясняется более высокой вязкос-
тью воды, чем С02. Важное значение при использовании СО2 имеет
общий объем диоксида углерода, закачанного в ппаст за время
разработки. Прирост нефтеотдачи Дг] по сравнению с обычным завод-
нением с увеличением этого параметра происходит неравномерно. В
большинстве случаев зависимости ДлС^) имеют вид, аналогичный
кривой 3 на рис. 3.12.

Затраты диоксида углерода на добычу 1 т дополнительной нефти
минимальны при небольшом размере оторочки = (0,03+0,05) Упор.
Если Уот = (0,08-5-0,12) Упор, нефтеотдача увеличивается в меньшей
степени, чем при малых оторочках. Если размер оторочки превышает
(0,25 + 0,3) упор, то резко возрастают затраты С02.на 1 т дополнительно
добытой нефти и осложняется процесс регулирования подвижности
С02- С учетом этих факторов, а также экономических оценок можно
сделать вывод, что* оптимальный размер оторочки С02 в большинстве
случаев составляет (0,1 0,3) Упор [44]. При вытеснении нефти повы-
шенной вязкости рекомендуется создание оторочек размером не более
(0,1 + 0,15) УПОр. В подобных условиях на рассматриваемый процесс
особенно заметно влияет вязкостная неустойчивость, которая повы-

Рис. 3.12. Зависимости прироста нефтеотдачи Ат) от
размера оторочек диоксида углерода Vm (е объе-
мах пор).

1, 2 - закачка СОа одной порцией; 3 — закачка
смеси СОа и воды в соотношении 1:9; I, 3 - обвод-
ненность продукции 98 %; 2 — суммарная закачка
С03 и воды составляет 2 ¥пор

шается с ростом размера оторочки, т.е. с увеличением количества
йаповязкого диоксида углерода, находящегося в пласте. В отдельных
случаях зависимость прироста конечной нефтеотдачи от размера
оторочки ДчСИрт) имеет необычный вид. Рассмотрим процесс вытесне-
ния нефти вязкостью 50 мПа  с из пласта, состоящего из двух изолиро-
ванных пропластков с отношением проницаемостей 5:1. В этом случае
98 %-ное обводнение продукции достигается при закачке 3,05 Упор
воды. Закачка 0,01 Упор С02 одной порцией приводит к значительному
уменьшению объема закачки воды до конца разработки (1,29 Упор). В
результате конечная нефтеотдача оказывается ниже, чем при обычном
заводнении. Следует отметить, что текущая нефтеотдача при сравне-
нии как на одинаковый момент времени, так и на одинаковый объем
нагнетания (см. рис. 3.12, кривая 2) выше при закачке любого количес-
тва С02, чем при обычном заводнении. При нагнетании в ппаст 0,05
V^op диоксида углерода оиа полностью насыщает нефть в высокопро-
ницаемом пропластке. Кривые I м 2 на рис. 3.12 при Vm ~ 0,05 Упор
имеют максимум. -При дальнейшем увеличении размера оторочки
нефтеотдача высокопроницаемого пропластка практически не увели-
чивается, а низкопроницаемого падает вследствие значительного
роста неоднородности фильтрационного потока.

Таким образом, при закачке диоксида углерода одной порцией
возникает противоречие: для увеличения коэффициента вытеснения
следует увеличивать размер оторочки диоксида углерода, а это увели-
чение приводит к уменьшению коэффициента охвата. Это противоре-
чие можно разрешить при помощи применения методов регулирования
подвижности диоксида углерода, основной из которых - технология
попеременного нагнетания в ппаст диоксида углерода и воды. Только
при реализации этой технологии можно получить в пласте оторочки
диоксида углерода оптимального размера.

При попеременном нагнетании диоксида углерода ослабляется
влияние на процесс малой вязкости С02> что обеспечивает более
высокий коэффициент охвата. Эта технология позволяет в значитель-
ной степени учесть геолого-промысловую характеристику месторож-
дения, управляя сразу тремя параметрами, влияющими на эффектив-
ность процесса - общим объемом СО2, закачанным в пласт (размером
оторочки), соотношением объемов СО2 и воды и размерами отдельных
порций этих реагентов. При ограниченных ресурсах диоксида углерода
его попеременное нагнетание с водой позволяет охватить воздействи-
ем большие нефтеносные площади.

В качестве характеристики соотношения нагнетаемых объемов
СО2 и.воды удобно использовать среднюю долю диоксида углерода в
закачиваемом агенте

K = vOI/(vOT + vB),	 (3.6)

Рис. 3.13. Зависимости отношения объемов
нагнетания по слоям двухслойного пласта
от средней доли С02 в закачиваемом
агенте.

1 — стнаиеиие проиицвемостей слоев m =
=5, вязкость неф™ рн = 1,5 мПа-с; 2 — m =
= 20, рн = 1,5 мПа-t; 3 — п = 5, рн =
“ 50 мПа-с

где VB - объем воды, закачанный к моменту завершения нагнетания
диоксида углерода; при нагнетании СО2 одной порцией R = 1.

На рис- 3.13 приведены зависимости отношения объемов п, зака-
чанных в прослои двухслойного пласта (0,1 Упор С02 и 1,9 VnOf) от раз-
личной средней доли С02 в закачиваемом агенте R. Как видно из этого
рисунка, при закачке С02 одной порцией распределения закачанных
агентов по слоям хуже, чем при обычном заводнении (К = 0). Особенно
значительно это проявляется при вытеснении высоковязких нефтей
(кривая 2) и разработке пластов с высокой степенью неоднородности
(кривая 3). Уменьшение доли С02 позволяет улучшить распределение
нагнетаемых агентов, которое становится оптимальным при параметре
R, несколько большем максимально возможной доли диоксида угле-
рода в воде (в данном случае 0,05). Таким образом; неоднородность
фильтрационного потока будет минимальной при нагнетании в пласт
СО2 и воды таким образом, чтобы в пласте образовывалась перенасы-
щенная карбонизированная вода: раствор СО2 в воде с небольшим
количеством газовой фазы. Отметим, что эта технология более эффек-
тивна, чем традиционная технология, предусматривающая примене-
ние насыщенной или недонасыщенной карбонизированной воды, но
области применения у них примерно одинаковые. Применение этих
технологий в чистом виде в настоящее время не планируется. Однако
режим вытеснения нефти карбонизированной водой реализуется в
пласте при проталкивании оторочек диоксида углерода нагнетаемой
водой.

При выборе оптимального соотношения СО2: вода следует учиты-
вать, что с увеличением доли С02 в нагнетаемом агенте сокращается
срок разработки и время получения эффекта от закачки диоксида
углерода. Некоторые исследователи указывают на возможность
защемления нефти подвижной водой, например слой воды толщиной
1,2 мм вызывает запаздывание растворения на 8 сут. Таким образом,
при малых скоростях фильтрации влияние защемления нефти на
процесс ее вытеснения диоксидом углерода уменьшается. Отметим,
что при нагнетании малорастворимых в воде углеводородных газов
или азота со снижением скорости фильтрации эффект от защепления

нефти подвижной водой не устраняется. Для устранения этого эффекта
в" зарубежной литературе рекомендуется выбирать соотношение С02:
вода таким образом, чтобы диоксид угперода несколько опережал
воду. С этой целью при реализации наиболее крупного промыслового
эксперимента, проводимого на участке САКРОК месторождения
Келли-Снайдер (США), СО2 и воду закачивали при R = 0,75. Однако
результаты разработки месторождения свидетельствуют о том, что
решающим фектором при выборе соотношения С02: вода при попере-
менном их нагнетании является устранение преждевременных проры-
вов диоксида углерода к добывающим скважинам. В связи с этим
параметр R неоднократно уменьшали и на некоторых участках место-
рождения С02 и воду нагнетали при R = 0,25.

Как показывает анализ промысловых данных и результатов
расчетов, оптимальное соотношение СО2: вода в основном изменяется
от 1:5 до 1:1 (R = 0,25 ♦ 0,5), причем предпочтение отдается соотноше-
ниям от 1  3 до 1 : 1 [44]. При вытеснении высоковязких нефтей из
пластов с высокой Степенью неоднородности это соотношение должно
быть меньше. Так в условиях вытеснения, которым соответствует рис.
3.13, диоксид углерода и воду лучше закачивать при R = 0,1 (кривая 3).
Прирост нефтеотдачи при этом значительно выше, чем при закачке
такого же количества диоксида углерода одной порцией-

Сведения о влиянии размера отдельных порций С02 и воды в
одном цикле нагнетания на процесс вытеснения нефти в однородном
ппасте противоречивы. Согласно опытам П.И. Забродина [13], при
попеременном нагнетании С02 и воды в заводняемых образцах пока-
затели вытеснения ухудшаются как при уменьшении параметра R от 1
до 0,27, так и при уменьшении порций С02 от 0,05 УП0р до 0,015 Упор- По
данным Г. Вонга, К. Локка и других эффективность попеременного
нагнетания от размера порций не зависит. Применительно к неодно-
родным пластам многочисленные расчеты показывают, что при попе-
ременном нагнетании СО2 и воды порциями меньше 3-5 % от Упор все
основные показатели такие же, как при совместном нагнетании этих
агентов. Вывод о независимости результатов расчетов в однородных и
слоистых ппастах от способа (совместное или попеременное) нагнета-
ния СО2 и воды позволяет резко сократить объем расчетов, рассматри-
вая только совместное нагнетание двухфазной смеси. В этом случае
технология применения метода определяется параметром R и сум-
марным расходом реагента vm-

Для регулирования процесса при промыслоной реализации метода
советскими исследователями [44] предложен эмпирический способ
определения максимального объема порций диоксида углерода.
Согласно этому способу решение о переводе данной нагнетательной
скважины с закачки диоксида углерода на закачку воды принимается
в зависимости от поступления СО2 к окружающим добывающим

скважинам. Если содержание СО2 в нефтяном газе превышает величи-
ну, необходимую для полного насыщения добываемых из скважины
нефти и воды, то это означает, что к данной скважине прорвался
свободный диоксид углерода, и необходимы меры по регулированию
процесса.

При разработке крутозалегающих пластов неустойчивости вытес-
нения удается избежать нагнетанием диоксида углерода в сводовую
часть структуры и последующим вытеснением нефти сверху вниз. При
этом необходима высокая проницаемость, так как разница плотностей
диоксида углерода и нефти в пластовых условиях невелика. Для
увеличения разницы плотностей углеводородный газ предлагается
разбавлять метаном.

По данным венгерского исследователя Б. Кароя, вертикальное
вытеснение нефти диоксидом углерода может быть с успехом приме-
нено в карстовых и трещиноватых коллекторах, в которых другие
технологии применения СО2 малоэффективны. Лабораторные экспе-
рименты были проведены применительно к условия месторождения
Надьлевдел, коллектор которого характеризуется гидрофобными
свойствами. Диоксид углерода применялся в предварительно завод-
ненных коллекторах. Вследствие большой вязкости нефти (30 мПа • с)
и гидрофобности породы в процессе расширения газовой шапки газ
вытесняет воду из различных элементов коллектора (трещины, кавер-
ны, поры и т.п.) и с поверхности нефти, располагающейся на стенках
пор. Вытеснение нефти происходит после ее насыщения диоксидом
углерода, сопровождающегося существенным улучшением гидроди-
намических свойств нефтяной фазы. Фронт газа и воды значительно
опережает поверхность раздела нефти и газа. Процесс вытеснения при
этом разделяется на два периода. В первом периоде расширения
газовой шапки развивается нефтеносная зона с повышенным значени-
ем нефтенасыщенности на фронте вытеснения воды и над этим фрон-
том. Во втором периоде непосредственный контакт газа и воды пере-
стает существовать. Между этими фазами развивается зона 100 %-ной
насыщенности нефти. Ширина этой зоны постепенно увеличивается.
Таким образом, во втором периоде нефтенасыщенная зона, продвига-
емая диоксидом углерода, вытесняет воду, располагающуюся под ней.
Второй период формируется только тогда, когда темп закачки диокси-
да углерода оптимален. Если темп закачки С02 превышает оптималь-
ное значение, длина газонефтяной зоны над фронтом газа и воды
увеличивается. Нефтенасыщенность в ней не изменяется или умень-
шается, т.е. профиль нефтенасыщенности сплющивается.

В трещиноватой зоне, как показывают результаты расчетов,
остаточная нефтенасыщенность значительно выше, а подвижная
водонасыщенность ниже, чем в карстовых зонах. Дело в том, что в
процессе расширения газовой шапки подвижной становится только та

часть нефти, которая расположена на стенках трещин, заполненных
водой (пленочная нефть). Нефть, расположенная в изолированном
состоянии в трещинах, не содержащих воду, становится подвижной
под воздействием СО2 значительно позже, уже в период закачки воды,
продвигающей оторочку диоксида углерода.

На основе результатов лабораторных экспериментов в закарсто-
ванных коллекторах установлено, что за счет закачки СО2 обеспечи-
вается следующий прирост нефтеотдачи: при давлении нагнетания
7 мПа - от 16 до 20 %, а при давление нагнетания 20 мПа - от 30 до
32,6%. Следует отметить, что вытеснение нефти с противоположным
направлением нагнетания диоксида углерода привело к увеличению
нефтеотдачи не более чем на 5 %.

С 1981 г. через одну скважину в один из 14 куполов месторожде-
ния Надьлевдел на глубине 2320 м закачивается 90 тыс.м3 диоксида
углерода в сутки. Ниже по простиранию расположены четыре добыва-
ющие и пять наблюдательных скважин. Добыча нефти на опытном
участке за счет применения С02 составила более 34 тыс.т. К 1987 г.
нефтеотдача должна быпа увеличиться на 15 % и составить 56 %. Плот-
ность пластовой нефти 979-940 кг/мэ, вязкость 19-100 мПа • с при
пластовой температуре 88-132 *С. Успешное осуществление опытных
работ позволило принять решение о переходе к промышленному
внедрению нагнетания диоксида углерода на всем месторождении.
Планируется введение в эксплуатацию еще пяти нагнетательных и 36
добывающих скважин. В настоящее время завершена добыча нефти
на естественном режиме — вытеснении нефти активной подошвенной
водой. Всего извлечено 19 млн.т нефти или около 4-5 % ее начальных
запасов. По оценкам прирост нефтеотдачи за счет применения С02
составит около 15 %.

Проблем, связанных с устойчивостью процесса, не возникает при
циклическом нагнетании диоксида углерода. Эта технология приме-
няется обычно на месторождениях тяжелых нефтей. Она заключается в
закачке в скважину определенного количества диоксида углерода,
остановки скважины на срок от одной-четырех до двух-трех недель
для растворения СО2 в нефти, сопровождающегося увеличением
объема и уменьшением вязкости нефти. Затем скважину пускают в
эксплуатацию. Цикл закачки и отбора повторяется. С каждым циклом
эффективность обработки уменьшается. К примеру, на месторождении
Парадис (США) во время первого цикла на добычу 1 т нефти было
затрачено 0,755 т С02. За второй цикл на добычу 1 т нефти было затра-
чено уже 1,17 т С02. По расчетам за третий цикл на добычу 1 т нефти
должно было быть затрачено 2 т С02, что оказалось нерентабельным.
Расчеты показали, что закачиваемый в пласт диоксид углерода вытес-
няет воду и нефть в радиусе 20 м от скважины, кроме того в радиусе
45 м от скважины нефть насыщается Диоксидом углерода. Увеличение

времени пропитки с 5 до 70 сут приводит к увеличению добычи нефти
на 5,2 %. Закачка 453 тыс.м3 (900 т) обеспечивает добычу 1200 т нефти, а
закачка 11 • 106 м3 С02 (21780 т) приводит к добыче 2500 т нефти.

В настоящее время рассматривается возможность сочетания
циклической закачки С02 и пара. По сравнению с закачкой пара
пропитка диоксидом углерода имеет следующие недостатки. Из-за
невысокой скорости растворения С02 в нефти часть этого агента может
мигрировать в верхние части пласта. Большая часть диоксида углеро-
да добывается затем вместе с нефтью, в то время как при пропитке
паром теплота аккумулируется в породе и расходуется на нагрев
нефти еще долгое время после извлечения непосредственно контакти-
ровавшей с паром нефти. С другой стороны, пар экстрагирует легкие
компоненты нефти и в цикле добыче, сопровождающемся снижением
температуры, вязкость нефти увеличивается до значений, больших
начальной, кроме того из-за конденсации пара происходит падение
давления как в период пропитки, так и в период добычи нефти. Соче-
тание закачки пара и диоксида углерода позволяет избежать недоста-
тков как того, так и другого метода. Рассматривается возможность
применения этого комбинированного метода для добычи битума
вязкостью ДО6 мПа  с и плотностью 1000 кг/м3 при пластовой темпера-
туре 16 °C.

При закачке диоксида углерода в призабойной зоне скважин
возможно выпадение высокомолекулярных фракций нефти, что
приводит к снижению продуктивности скважин. Для предотиращения
этого эффекта предложено после закачки С02 закачивать небольшое
количество легких углеводородов (легких нефтей, керосина, газоли-
на, ароматических растворителей и т.п.). Этот углеводород заполняет
ствол скважины до устья и небольшой объем призабойной зоны пласта
(1,2-3 м). Во время периода выдержки углеводород растворяет вы-
павший твердый осадок, улучшая приток пластовой нефти к скважи-
не.

3.7.6.	Влияние степени обводненности пласта на эффективность
применения диоксида углерода

Сравнение эффективности применения диоксида углерода на
различных стадиях разработки нефтяных месторождений позволяет
оценить целесообразность применения этого агента для добычи оста-
точной нефти. В связи с этим рассмотрим результаты расчетов, прове-
денных при помощи математической модели трехфазной трехкомпо-
нентной фильтрации, описанной в [35]. Как показали расчеты, в рам-
ках этой модели конечный коэффициент вытеснения зависит от
свойств ппаста, пластовых жидкостей, величины оторочки СО2, но не
зависит от объема воды, закачанной в пласт перед нагнетанием СО2.
Этот вывод согласуется с данными лабораторных экспериментов [27].

Таблица 3.3

Параметры вариантов расчета

Номер варианта	Отношение проницаемостей	Вязкость пластовой нефти,
1	16:8:4:2:1	1,5
2	16:8:4:2:1	5
3	16:8:4:2:1	10
4	16:8:4:2:1	20
5	16:8:4:2:1	50
6	150:110:8:4:1	1,5

Расчеты проводились применительно к гипотетическому терриген-
ному споисто-неоднородному пласту, в котором выделялись пять
изолированных однородных слоев различной проницаемости, но
равной толщины. На рис. 3.14,3.15 номер каждой кривой соответствует
номеру варианта расчета, которые различались степенью пластовой
неоднородности и вязкостью пластовой нефти. Характеристики рас-
смотренных вариантов приведены в табл. 3.3.

Во всех вариантах предусматривалось нагнетание 0,1 Упср диокси-
да углерода совместно с водой. Содержание СО2 в смеси R = 0,25-
96

Рис. 3.15. Зависимость характеристик вытеснения от объема предоторочки воды Vo (в
объемах пор).

Д1) — прирост конечной нефтеотдачи; VK — суммарный объем нагнетания к концу разра-
ботки; VB, VpQ — доли воды и СОг, поступающие в высокопроншдаемый пропласток;
номера кривых соответствуют номерам вариантов из табл. 3.3

После закачки смеси 0,1 упср С02 и 0,3 Упор воды в пласт закачивалась
вода. Разработка заканчивалась, когда обводненность добывающих
скважин становипась равной 0,98.

На рис- 3.14 приведена зависимость текущей нефтеотдачи пласта в
процессе закачки диоксида углерода и воды для вариантов 1,5 и 6.
(см. табл. 3.3). Вертикальными черточками отмечены моменты дости-
жения 98%-ной обводненности продукции. Из этого рисунка видно, что

7— Зак.793

97

закачка в пласт диоксида углерода во всех случаях приводит к уве-
личению текущей нефтеотдачи пласта по сравнению с обычным завод-
нением. Как текущая, так и конечная нефтеотдача пласта тем больше,
чем меньше его неоднородность и вязкость пластовой нефти. Конечная
нефтеотдача меняется также и при изменении времени начала закачки
диоксида углерода: на 2,5-3,5 % для более однородного пласта (вари-
анты 1-5) и на 6 % для менее однородного (вариант 6).

Стадия разработки месторождения, на которой начинается приме-
нение метода, определяется размером предоторочки воды Уо, т.е.
объемом воды, закачиваемой перед нагнетанием С02. Из рис. 3.15
видно влияние этой величины на прирост конечной нефтеотдачи по
сравнению с обычным заводнением и другие характеристики вытесне-
ния. Под приростом конечной нефтеотдачи здесь понимается разность
между значениями нефтеотдачи пласта при 98%-ной обводненности
продукции в случае применения метода и при обычном заводнении. Из
рис. 3.15, о можно видеть, что в характере этих зависимостей имеется
общая для всех вариантов особенность, а именно: наличие минималь-
ного прироста нефтеотдачи при объеме предоторочки воды (0,5-И)
Упор, что на практике соответствует периоду разработки от 5 до 10 лет.
Из рис. 3.15 видно, что неоднородность пласта накладывает значитель-
ный отпечаток на характер извлечения нефти с применением С02,
причем основная причина — неравномерное распределение по про-
пласткам диоксида углерода и закачиваемой за ним воды.

В начальный период нагнетания агента, образующего в пласте
новую фазу (как в рассматриваемом случае диоксид углерода), филь-
трационное сопротивление пласта увеличивается. При дальнейшем
нагнетании С02, а также при нагнетании воды растет насыщенность
пласта фазами менее вязкими, чем нефть. В результате фильтрацион-
ное сопротниление пласта уменьшается сначала быстро, а при прибли-
жении нефтенасыщенности пласта к остаточной - медленно. В случае
применения какого-либо метода повышения нефтеотдачи остаточная
нефтенасыщенность ниже, чем при обычном заводнении, в результате
чего фильтрационное сопротивление пласта снижается более значи-
тельно. Изменение фильтрационного сопротивления заметнее и проис-
ходит быстрее в более проницаемых пропластках.

При воздействии на многослойный пласт неоднородность фильтра-
ционного потока меняется. В начальный период закачки в пласт
диоксида углерода быстрее и значительнее увеличивается фильтра-
ционное сопротивление высокопроницаемых слоев и неоднородность
фильтрационного потока уменьшается. Затем, когда фильтрационное
сопротивление высокопроницаемых слоев начинает уменьшаться,
неоднородность фильтрационного потока в пласте увеличивается и
становится больше первоначальной. При дальнейшей разработке
происходит уменьшение фильтрационного сопротивления низкопро-

ницаемых слоев, что снова благоприятно отражается на однородности
фильтрационного потока.

Таким образом, закачка в пласт диоксида углерода приводит к
изменению процесса фильтрации в отдельных пропластках, которое
обусловливается свойствами конкретного пропластка, в частности его
предварительным обводнением. Соотношение фильтрационных сопро-
тивлении пропластков определяет динамику распределения между
ними диоксида углерода, которая, в свою очередь, определяет как
дальнейшее изменение фильтрационного сопротивления пропластка,
так и его конечную нефтеотдачу.

В большинстве случаев, чем больше неоднородность фильтрацион-
ного потока, тем большая доля нагнетаемых в пласт агентов попадает
в наиболее проницаемый пропласток. Эта величина может в опреде-
ленной степени служить мерой неоднородности фильтрационного по-
тока. Зависимости долей воды (Vj и диоксида углерода (Усо ), посту-
пивших в высокопроницаемый пропласток, от объема предоторочки
воды (Уо) приведены на рис. 3.15, еи 3.15, а При этом величина VB
характеризует усредненную неоднородность потока за весь срок
разработки, а величина Усо - текущую неоднородность потока в
сравнительно кратковременный период нагнетания диоксида углеро-
да.

Из рис. 3.15, в и 3.15, г видно, что с ростом вязкости пластовой
нефти величины VB и Vco увеличиваются, что свидетельствует об
увеличении неоднородности фильтрационного потока. Значение Vco2.
а следовательно и текущая неоднородность потока в вариантах 2-5
(см. табл. 3.3), максимальны в период, когда объем предоторочки воды
составляет (0,24- 0,4) Vnop, а в варианте 1 - при Vo * 1,2 Vnop. При
закачке диоксида углерода в этот период он распределяется по пласту
наиболее неравномерно. Неравномерность распределения СО2 по
пласту в большинстве случаев способствует снижению прироста
нефтеотдачи Дц. Росту этого параметра способствует также увеличе-
ние срока разработки. При небольших размерах предоторочки воды Vo
происходит более быстрое обводнение высокопроннцаемых слоев, чем
при обычном заводнении, что приводит к уменьшению суммарного
объема нагнетания к концу разработки VK (см. рис. 3.15, б), т.е. к
уменьшению срока разработки. Сочетание действия неравномерного
распределении С02 по пласту и сокращения срока разработки приво-
дит к уменьшению прироста нефтеотдачи по сравнению с обычным
заводнением. В итоге минимумы зависимостей A11(VO), VK (V'o) на рис.
3.15, а и 3,15, б и максимумы зависимостей Vco (Vo) на рис. 3.15, г
расположены при близких значениях размера предоторочки Vo.

В некоторых случаях рассматриваемые зависимости имеют более
сложный вид. Так, в варианте 2 (вытеснение нефти вязкостью 5 мПа  с)
сочетание геолого-физических факторов приводит к увеличению срока
разработки с увеличением объема предоторочки воды до Уо = 0,4
Vnop, что приводит к соответствующему увеличению прироста нефте-
отдачи △») (см. рис. 3.15, а и 3.15, б).

С увеличением объема предоторочки воды свыше Упор улучшается
распределение диоксида углерода и воды по пласту в вариантах 1-5
(см. рис- 3.15, е> 3.15, а) и растет срок разработки. Сочетание этих фак-
торов обеспечивает и увеличение прироста нефтеотдачи (см. рис.
3.15, «).

При вытеснении маловязкой нефти из сравнительно однородного
пласта (вариант 1) неоднородность фильтрационного потока меняется
мало. В высокопроницаемый слой поступает около 50 % воды и менее
48 % СОг, т.е. меньше, чем в случае однофазной фильтрации (51,6 %).
Таким образом в этом варианте неоднородность фильтрационного
потока меньше, чем при однофазной фильтрации. Распределение воды
по пласту практически не зависит от размера предоторочки (см. рис.
3.15, в), а распределение диоксида углерода заметно меняется (см. рис-
3.15, г). Увеличение предоторочки воды сопровождается уменьшением
оторочек С02 во всех пропластках, начиная со второго в порядке
убывания проницаемости. Эффект от диоксида углерода в этих про-
пластках проявляется неполностью, так как с увеличением предото-
рочки уменьшается объем воды, закачиваемой в пласт после диоксида
углерода до конца разработки. В результате в этом варианте наиболь-
ший прирост нефтеотдачи достигается при закачке С02 с начала разра-
ботки месторождения.

Пласт, рассмотренный в варианте 6, фактически состоит из двух
слоев: высокопроницаемого, состоящего из двух пропластков, и
низкопроницаемого, состоящего из трех пропластков. В первый слой к
концу разработки поступает 95 % всей закачиваемой воды. Основная
часть добываемой воды также поступает из этого слоя, однако,
98%-ная обводненность продукции достигается лишь после прорыва
воды по четвертому пропластку, когда в пласт закачивается более
5 Упор BOW- Закачиваемый в пласт диоксид углерода практически пол-
ностью поступает в низкопроницаемый слой: несколько меньше при
закачке С02 с начала разработки (91 %) и больше после заводнения
(95 %). Довольно быстро пропластки первого слоя промываются прак-
тически до 100%-ной обводненности. Остаточная нефтенасыщенность в
этих слоях ниже, чем при обычном заводнении, вследствие чего ниже
и фильтрационное сопротивление. На малопроницаемые пропластки
диоксид углерода ие влияет. В результате неоднородность фильтра-
ционного потока при использовании СОг значительно выше, чем при
юо

обычном заводнении, и конечная обводненность достигается значи-
тельно раньше. Хотя имеется довольно значительный прирост нефте-
отдачи первого слоя (15 %), но из второго слоя добываемой нефти
извлекается меньше, чем при обычном заводнении. В итоге при ис-
пользовании СОг на ранних стадиях разработки конечная нефтеотдача
высоконеодиородного пласта ниже, чем при обычном заводнении. При
закачке диоксида углерода на более поздней стадии разработки
месторождения заводнением закачиваемая в виде предоторочки вода
успевает вытеснить значительное количество нефти из малопроница-
емых пропластков, что с учетом сохраняющейся эффективности
воздействия углекислоты в высокопроницаемых пропластках и
обеспечивает повышение нефтеотдачи всего пласта по сравнению с
обычным заводнением.

При вытеснении нефтей повышенной вязкости (вариант 5) наибо-
лее высокая нефтеотдача также достигается при нагнетании диоксида
углерода на поздней стадии разработки месторождения. В этом случае
даже при сравнительной однородности коллектора из-за неблагопри-
ятного соотношения подвижностей неоднородность фильтрационного
потока велика. Так, в варианте 5 в высокопроницаемый прослой
закачивается более 55 % СОг и 74 % воды (см. рис. 3.15,в, г). В резуль-
тате процесс протекает примерно по такой же схеме, как и в описан-
ном варианте 6.

Таким образом, проведенные расчеты показали, что при использо-
вании диоксида углерода нефтеотдача пласта зависит от стадии разра-
ботки месторождения, на которой начинается применение данного
метода воздействия. Характер этой зависимости определяется геоло-
го-физическими свойствами пласта и может иметь различный вид.
Следует ожидать, что в осложненных условиях (при высокой вязкости
пластовой нефти или высокой степени неоднородности пласта) наибо-
лее высокая нефтеотдача будет достигаться при нагнетании СО2 на
поздней стадии разработки, а в сравнительно однородных пластах,
содержащих маловязкие нефти, применение метода с начала разработ-
ки должно обеспечить лучшие результаты.

Нефтеотдача пласта, как и прирост нефтеотдачи ниже при нагнета-
нии диоксида углерода в пласты высокой неоднородности (см. рис.
3.11, 3.15). Более того, как видно из рис. 3.15, может случиться, что
закачка С02 с начала разработки в такие пласты может привести к
меньшему коэффициенту нефтеотдачи, чем при обычном заводнении.
В таких случаях необходимо применять специальные методы - соче-
тание закачки С02 с закачкой загустителей, пенообразователей и т.п.
Нагнетание диоксида углерода в заводненные пласты с технологичес-
кой точки зрения менее рискованна и, по-видимому, в абсолютном
большинстве случаев обеспечит определенный прирост нефтеотдачи.

Закачка диоксида углерода на поздних стадиях разработки связа-
на с рядом факторов, оказывающих неблагоприятное влияние на
экономические показатели процесса. В этом случае, по сравнению с
нагнетанием С02 с начала разработки, больше расход воды и продол-
жительность разработки, дополнительная нефть добывается при боль-
шей обводненности продукции. Согласно расчетам, проведенным
Б.И. Леви, экономические показатели закачки диоксида углерода
после предварительного заводнения несмотря на более высокую
нефтеотдачу хуже, чем при применении метода с начала разработки.
Варианты с применением С02 после 98%-ного обводнения продукции
оказались экономически неэффективными при существующих пенах
на нефть.

Таким образом, если на данном конкретном месторождении
применение диоксида углерода технологически эффективно, то
выгоднее закачивать его в пласт с начала разработки, чем относить
начало применения метода на более поздние сроки.

С другой стороны, если рассматривать месторождение, на данный
момент вступившее в завершающую стадию разработки, то при оценке
экономических показателей следует, по-видимому, учитывать только
затраты на доразработку месторождения с применением диоксида
углерода. При таком подходе применение диоксида углерода на
заводненных месторождениях может оказаться более целесообразным,
чем на вновь вводимом в разработку.

3.8.	ПРИМЕНЕНИЕ АЗОТА И ДЫМОВЫХ ГАЗОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Азот (воздух) и дымовые газы первыми среди других газов были
использованы для увеличения нефтеотдачи пластов. Однако в связи с
тем, что азот плохо растворяется в нефти, к его применению в промыс-
ловых условиях долгое время относились скептически. В легкой
нефти растворимость азота составляет 35-45 м3/м3, а в тяжелых -
15-25 м3/м3. Азот легко смешивается с метаном и низкомолекуляр-
ными углеводородами.

Достижение смешиваемости азота с реальными нефтями может
произойти, если пластовое давление превышает 35 МПа, а нефть со-
держит значительное количество легких углеводородов. Отметим, что
полная смешиваемость метана с легкими нефтями иногда наступает
при 25 МПа, а СО2 - при 8 МПа. Дымовые газы, хотя и содержат кроме
азота 10-15 % диоксида углерода, смешиваются с нефтью немногим
лучше азота.

Указанные обстоятельства обусловливают более низкую техноло-
гическую эффективность применения азота и дымовых газов по
сравнению с другими газовыми методами. В то же время нагнетание в

пласт азота и дымовых газов обладает рядом достоинств, позволяю-
щих считать его перспективным методом увеличения нефтеотдачи,
главное из которых — дешевизна и доступность этих агентов: со
стоимостью азота может сравниться лишь наиболее дешевый диоксид
углерода из природных месторождений, расположенных рядом с
нефтяной залежью. В связи с тем, что сжимаемость азота в 3 раза ниже
сжимаемости С02 и в 1,5 раза ниже, чем метана, его потери в пласте в
виде защемленного газа, а также расходы на компримирование будут
в 2-3 раза меньше, чем при использовании других газов. С учетом
стоимости агентов и коэффициентов их сжимаемости стоимость закач-
ки в пласт азота в 3-6 раз ниже, чем на закачку в пласт диоксида
углерода.

Следует также учитывать, что азот не коррозионно активен, а
закачка в пласт дымовых газов способствует их утилизации и умень-
шению загрязнения окружающей среды. В последнее время для азота и
дымовых газов найдена своя область применения. Имеется в виду
глубокие (ft > 4000 м) и сверхглубокие (ft > 7500 м) месторождения.
Эти месторождения обычно содержат легкие маловязкие нефти и
характеризуются высокими давлениями (30-56 МПа) и температурами
(68-125 ФС). Применение рассматриваемых агентов на таких месторож-
дениях вполне может быть технологически эффективно, кроме того
азот применяется после закачки в пласт оторочки диоксида углерода
или обогащенных газов. Это позволяет сократить затраты более доро-
гих агентов, не снижая эффактивности процесса.

В США азот и дымовые газы применяются все более широко. Уже
сейчас этими методами охвачена большая площадь, чем нагнетанием
СО2 (24 000 га по сравнению с 16 900 га). За счет их применения добы-
вается лишь немногим меньше нефти, чем за счет СО2 (см. табл. 3.2).

Наиболее успешны проекты по закачке азота на месторождениях
Пейнтер и Хоукннс. Месторождение Пейнтер характеризуется большой
глубиной (3000 м), малой проницаемостью (0,007 мкм2) и содержит
сравнительно легкую нефть с плотностью 800 кг/мэ. В процессе разра-
ботки поддерживалось давление 32 МПа, что позволило обеспечить
смешивающееся вытеснение. Закачка азота позволила увеличить
нефтеотдачу пласта с 53 до 68 %, т.е. на 15 %. Месторождение Хоукннс.
напротив, характеризуется высокой проницаемостью (3 мкм2), средней
глубиной (1350 м) и содержит довольно тяжелую иефть (910 кг/м3). На
месторождении осуществлялась закачка азота в сводовую часть
крутопадающего пласта при давлении 11 МПа. За счет гравитационного
дренирования нефтеотдача увеличена с 60 до 80 %, т.е. на 20 %.

Анализ действующих проектов по закачке в пласт азота и дымо-
вых газов показывает, что они могут с успехом применяться на место-
рождениях, где осуществляется закачка углеводородных газов и
диоксида углерода. Сведений по применению азота и дымовых газов

на заводненных месторождениях крайне мало, и вопрос об эффектив-
ности этого процесса требует дальнейшего изучения.

В настоящее время широко распространено мнение, что эффектив-
ность закачки в пласт дымовых газов примерно такая же, как при
нагнетании чистого азота. Действительно, для этого мнения имеются
веские основания. Содержание СО2 в дымовых газах невелико
(10-15 %). При контакте с нефтью в ней, в первую очередь, раствориет-
ся диоксид углерода. В результате нефть вытесняется чистым азотом, а
СО2 значительно отстает от фронта вытеснения. Из этого ясно, что
минимальное давление смешивания у дымовых газов такое же, как у
чистого азота, и в режиме смешивающегося вытеснения технологичес-
кая эффективность применения этих агентов должна быть одинако-
вой.

В случае осуществления в пласте режима несмешивающегося
вытеснения при сочетании закачки дымовых газов с водой возникает
дополнительный эффект, который до сих пор не учитывался. Закачи-
ваемая в пласт вода растворяет диоксид углерода, содержащийся в
дымовых газах. Таким образом в пласте реализуется сочетание вытес-
нения нефти карбонизированной водой и водно-азотной смесью.
Поступление в пласт достаточного количества диоксида углерода и
воды, чтобы С02 достиг линии отбора, должно, вообще говоря, привес-
ти к увеличению как коэффициента вытеснения, так и коэффициента
охвата. Степень этого увеличения должна быть установлена при
помощи лабораторных экспериментов. Если она окажется достаточно
велика, то это будет означать, что дымовые газы могут эффективно
применяться при вытеснении нефтей большей вязкости, чем азот.

3.9.	СПОСОБЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПОДВИЖНОСТИ ГАЗОВЫХ АГЕНТОВ
В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

Вследствие малой вязкости и плотности газов при их нагнетании в
пласт возникает вязкостная и гравитационная неустойчивость, приво-
дящая к преждевременным прорывам газа к добывающим скважинам,
росту его непроизводительного отбора, уменьшению охвата пласта
воздействием. В некоторой степени неустойчивость процесса фильтра-
ции уменьшается при попеременной закачке газа и воды. Однако в
некоторых случаях необходимое снижение подвижности газа достига-
ется при закачке в пласт нагнетаемых агентов с малым значением
соотношения газ: вода, что приводит к уменьшению текущей, а иногда
и конечной нефтеотдачи. В настоящее время развиваются способы
регулирования процессов нефтевытеснения при помощи закачки в
пласт регулирующих агентов. Наиболее перспективно применение
поверхностно-активных веществ (ПАВ), способствующих образованию
в пласте двухфазной пены.

Основное требование к агенту, регулирующему процессы газового
и водогазового воздействия на пласт, - снижение подвижности газа в
более проницаемых участках пласта, а также при большой газонасы-
щенности пористой среды. Двухфазные пены удовлетворяют этим
требованиям: присутствие пены в пористой среде снижает газопрони-
цаемость среды на два-три порядка.

Основные характеристики двухфазной пены - концентрация ЛАВ
и доля газовой фазы в общем объеме пены (газосодержание). Пены -
термодинамически неустойчивые системы, но в -литературе единодуш-
но отмечается, что пены длительно (от нескольких месяцев до года)
сохраняют свои свойства в пористой среде. Такая способность объяс-
няется авторами способностью пены к самогенерации при движении в
пористой среде- Разрушение пены связано с двумя механизмами: I)
отток жидкости и разрыв пленок; 2) диффузия газа между сосецнами
пузырьками. Если преобладает первый механизм, то устойчивость
повышается с увеличением газосодержания, если же второй, то падает.
Устойчивость пены понижается с увеличением температуры и перепа-
да давления. С увеличением давления устойчивость пены по некото-
рым данным [53] растет (по крайней мере для пен на основе С02). При
низких температурах пены разрушаются из-за коалесценции пузырь-
ков. С ростом концентрации ПАВ в определенных пределах (0,01 - 1 %)
наблюдается увеличение стабильности пены. Д Холм, Г. Бернард,
И.А. Швецов и другие отмечают уменьшение устойчивости пен в
присутствии остаточной нефти. С другой стороны, И. Али, Р. Варлей,
С. Делингер и другие этого влияния не обнаружили. Такое разногла-
сие, по-видимому, объясняется выбором различных типов ПАВ и их
концентраций.

С увеличением стабильности пены, вообще говоря, уменьшается
газопроницаемость среды. Таким образом, газопроницаемость умень-
шается с увеличением концентрации ПАВ (до 1 %), кроме того газопро-
ницаемость среды уменьшается с ростом газосодержания пены (до
0,09 - 0,095), с увеличением диаметра капилляров или проницаемости
пористой среды. Увеличение газонасыщенности приводит к увеличе-
нию газопроницаемости пористой среды, хотя она в присутствии пены
остается гораздо ниже первоначальной.

Пены - сжимаемые системы, проявляющие в пласте неньютонов-
ские (псевдопластические) свойства. Кажущаяся вязкость пены
увеличивается с уменьшением скорости сдвига и увеличением диа-
метра капилляров, с увеличением газосодержания (до 0,95), концен-
трации ПАВ (до 1 %). Согласно [53] подвижность пены на основе С02
мало зависит от газосодержания.

Итак,к достоинствам пен относится то, что они наиболее эффек-
тивны именно там, где особенно нужно снижение газопроницаемости -
в высокопроницаемых участках пласта, лишенных нефти. Этот метод

опробывался в промысловых условиях. Так, например, на месторож-
дении Уилмингтон (США) проводилось попеременное нагнетание
1%-ного раствора пенообразователя и углекислого газа, содержащего
18 % азота. В результате в пласте создавалась пена, содержащая 90 %
газа, и количество газа, поступавшего в верхнюю часть пласта,снизи-
лось с 99 до 57 %. Остальной газ стал поступать в среднюю часть пласта.

Большинство исследователей не сомневается в возможности
эффективного применения пен для регулирования процессов вытесне-
ния нефти различными газами. Однако имеются сведения о возмож-
ности возникновения в пласте неподвижных пенных барьеров, что
приводит к уменьшению коэффициента охвата.

В качестве регулирующего агента предлагалось применение
загустителей. Обычно применяемые частично гидролизованные поли-
акриламиды разрушаются под воздействием СО2. Эксперименты
показали, что сохранение загущающих свойств возможно лишь при
использовании негидролизованных полиакриламидов либо закачке
буферной оторочки между С02 и раствором полимера.

В [53] описываются лабораторные эксперименты по сочетанию
закачки С02 и раствора негидролизованного полиакриламида средней
молекулярной массы (ПА АС). До закачки 91,7%-ного раствора ПА АС
диоксид углерода заходит в высокопроницаемый спой двухслойного
пласта. После закачки ПААС с концентрацией 0,5 % размером 12 % от
Упор в высокопроницаемый слой поступил всего 41 % диоксида угле-
рода. В итоге нефтенасыщенность низкопроницаемого пласта удалось
снизить с 20,6 до 13,4 %. В другом эксперименте использовалась ото-
рочка ПААС размером 5 % от Упор. При этом улучшения распределения
С02 между двумя слоями достигнуть не удалось.

В последнее время изучается возможность применения полиме-
ров, растворимых в жидком диоксиде углерода. Использование
прямых загустителей может позволить отказаться от попеременной
закачки воды и С02, что должно улучшить текущие показатели разра-
ботки и уменьшить проблемы коррозии. Следует отметить, что в
настоящее время нн один промышленный полимер не обеспечивает
требуемого увеличения вязкости диоксида углерода. Разработка
таких полимеров продолжается. Исследования показали, что в расчете
на массовое содержание полимеров, чем выше молекулярная масса,
тем выше их эффективность в повышении вязкости С02. Кроме того
вязкость раствора полимера в С03 значительно повышается с ростом
температуры.

3.10.	ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ГАЗОВЫХ МЕТОДОВ
И ОСЛОЖНЯЮЩИЕ ПРОБЛЕМЫ

3.10.1.	Источники получения газовых агентов

Источниками СО2 для закачки в пласт служат природные залежи и
отходы некоторых химических производств, в частности, при произ-
водстве аммиака, этанола, оксида этилена, удобрений, цемента,
водорода и т.п. Азот добывается из воздуха при помощи криогенных
установок. Для получения диоксида углерода используются также
различного типа дымовые газы, получаемые при работе ТЭЦ, двигате-
лей внутреннего сгорания, при .газификации каменного угля, сжига-
нии мусора и т.п. Утилизация дымовых газов способствует защите
окружающей среды. И наконец, важным источником служит регене-
рация СОа и азота из нефтяных газов для вторичной закачки в пласт.

Наиболее дешевый диоксид углерода получается при разработке
месторождений природного газа с содержанием С02 более 80 %. В США
запасы природного диоксида углерода оцениваются примерно в
1000 млн. мэ. До 280 млрд. мэ диоксида углерода предполагается
получить из источников природного газа, содержащих С02 в качестве
попутного продукта. Примерно столько же можно получить из место-
рождения газа, содержащих менее 5 % С02. Большие запасы природно-
го диоксида углерода имеются в Венгрии, где он используется в двух
широкомасштабных проектах.

В Советском Союзе разведанные запасы природного диоксида
углерода невелики. Поэтому в ближайшем будущем для закачки в
пласт диоксид углерода будут получать из других источников. В
частности, при разработке Бадаевского месторождения использовался
диоксид углерода Тольяттинского завода минеральных удобрений.

Большое внимание получению диоксида углерода из промышлен-
ных источников уделяется и за рубежом. В настоящее время расши-
ряется использование самого чистого диоксида углерода, поступающе-
го с завода по производству аммония и спиртов.

Перспективный источник для получения диоксида углерода -
дымовые газы. Вопрос о рентабельности отделения С02 от отходящих
газов электростанций, заводов по производству аммиака и цемента
остается открытым, тем более, что последние проекты по непосредст-
венной закачке дымовых газов в пласт оказались эффективными. При
необходимости транспортировки газа на значительные расстояния
диоксид углерода следует отделять от примесей. Так, при перекачке
по магистральному трубопроводу к нему предъявляются жесткие
требования: объемное содержание основного вещества должно состав-
лять не менее 97-99 %; метана и азота - не более 1-3 %; H2S - не более
0,0004-0,0016 %; концентрация воды - не более 160-480 мг/м3.

При получении дымовых газов в непосредственной близости от
промысла во многих случаях их выгоднее закачивать непосредственно
в пласт. В частности, рентабельной может быть закачка в нефтнной
пласт выхлопных газов двигателей внутреннего сгорания. При работе
четырехтактного двигателя внутреннего сгорания мощностью 375 кВт
выделяется 28000 м3/сут выхлопных газов, что недостаточно для
реализации проектов по их закачке. Для обеспечения требуемого
объема двигатели соединяют параллельно.

Отделение диоксида углерода от горючих газов в большинстве
случаев целесообразно. При этом получается более качественный
вытесняющий агент и одновременно повышается качество горючего
газа. Смеси С02 с горючим газом получаются при газификации камен-
ного угля, при переработке городского мусора. В частности, мусоропе-
рерабатываюший завод в районе города Помпано-Бич (США) произво-
дит ежедневно 3,3 тыс. мэ газа, состоящего из 45 % С02 и 55 % метана.
Производящий такое небольшое количество газа завод не может
рассматриваться как потенциальный источник С02, однако при пере-
работке всего мусора США можно получить ежедневно 20,4 млн. м3
диоксида углерода.

3.10.2.	Отделение диоксида углерода и азота
от нефтяных газов

Практический опыт показывает, что через 2-3 года после начала
закачки в пласт диоксида углерода или азота ях содержание в нефтя-
ном газе может резко возрасти (до 75- 90 %), что значительно снижает
теплотворную способность газа. Регенерация и вторичная закачка
вытесняющих агентов все более широко применяются за рубежом,
например, на одном месторождении половина из 200 млн. мэ закачан-
ного в пласт диоксида углерода поставлялась с регенерационных
установок.

В процессе регенерации из диоксида углерода удаляются метан,
углеводороды С3 + и сероводород. Газоперерабатывающий завод (ГПЗ,
на месторождении, где проводится повторная закачка С02, включает
установки компримирования, осушки, извлечения углеводородов
С3 +, очистки от HaS. Наиболее дорогостоящая часть ГПЗ (2/3 стоимос-
ти) - установки компримирования. В связи с этим рекомендуется
проводить добычу при максимально возможном давлении, чтобы
уменьшить расход на дополнительное сжатие отделяемого газа.

Осушка газа обычно осуществляется с использованием триэтиленг-
ликоля. Фракции С3 + отделяются не всегда. Их можно закачивать в
пласт повторно вместе с диоксидом углерода, так как онн улучшают
его вытесняющие свойства. Как показал опыт, со временем количество
 углеводородов в С02 возрастает настолько, что извлечение фракций

С3 < становится экономически оправданным. Оптимальный уровень
извлечения составляет 80 %, полученные углеводороды направляют в
товарную нефть или на переработку.

Для очистки С02 от сероводорода используются растворители с
повышенной селективностью и высокой химической и термической
стабильностью. Перспективным считается метод очистки с метилдиэта-
ноламином, осуществляемый в несколько стадий. В Италии предло-
жена технология очистки СОа от сероводорода при помощи процесса
селефайнинг, основанного на использовании в качестве селективного
поглотителя третичных аминов в органических растворителях с
малым содержанием воды.

Для разделения С02 и метана наиболее распространены аминные
очистки с использованием моноэтаноламина, диэтаноламина и триэта-
ноламина. Диоксид углерода и сероводород реагирует с этими вещест-
вами, образуя нестойкие соединения. Реакционная способность
моноэтаноламина в 2 раза больше, чем у триэтаноламина, но при этом
больше расход энергии и коррозионная активность. Диэтаноламин
занимает по этим параметрам промежуточное положение. В итоге
очистка триэтаноламином применяется для предварительного удале-
ния основных объемов С02 с низкими затратами энергии, а остальные
два агента - для доочистки газа, содержащего около 20 % СОа.

На начальной стадии закачки диоксида углерода на участке
Сакрок месторождения Келли-Снайдер применялся щелочной метод
отделения СОа. Использовался горячий раствор карбоната калин (по-
ташный метод). Этот метод прост в обращении, экономичен, но, с
другой стороны, сопровождается интенсивной коррозией, характери-
зуется небольшой скоростью процесса, недостаточной степенью очист-
ки природного газа. На месторождении Келли-Снайдер этот метод
удавалось применять до тех пор, пока содержание СОа в нефтяном
газе не превысило 40 %. В дальнейшем производительности установок
не хватало для отделения диоксида углерода, и к ним были добавлены
мембранные установки, работа которых связана с меньшими капиталь-
ными, энергетическими и эксплуатационными затратами.

Мембранный способ разделения газов основан на диффузионном
разделении газовой смеси и позволяет очистить газ до содержания
примесей менее 10 %. В настоящее время распространены мембраны,
отлитые из полимерных материалов. Опыт их промышленной эксплуа-
тации выявил следующие недостатки - сложность получения безде-
фектного полимерного слоя мембраны, ограниченная удельная произ-
водительность, недостаточно высокая селективность. В настоящее
время за рубежом ведется разработка новых мембран, свободных от
этих недостатков. Наиболее эффективными признаны иммобилизо-
ванные и жидкие мембраны. Первые состоят из твердой микропорис-
той основы (асбеста, бумаги, полимеров), используются также поли-

мерные гели и ионообменные мембраны. Жидкие мембраны позво-
ляют разделить смеси на молекулярном уровне, осуществляют диффе-
ренциацию молекул не только по размерам, но и по химическим
свойствам и пространственному расположению атомов.

Заслуживает внимания процесс Райана-Холмса, запатентованный
в 1981 г. Типичная установка включает метановую, углекислотную и
газоконденсатную колонны. После компримирования, осушки и охлаж-
дения газ под давлением 3,45 МПа подают на разгонку. После разделе-
ния в первой колонне метана и С02 получают товарный горючий газ с
содержанием 2 % СО2. Во второй колонне получают СОа с содержанием
HaS до 0,005 %. Для предотвращения замерзания СОЯ в верхнюю часть
колонны добавляют сжиженные углеводороды. В третьей колонне
отделяют легкие углеводороды с остатками С02 и H2S.

К преимуществам описанного метода относятся повышение темпе-
ратуры разгонки и получение С02 в жидком виде, пригодном для
закачки в пласт.

При помощи технологии, разработанной американской фирмой
’’Мерихем” и основанной на недисперсном контакте фаз, в 16 странах
мира обрабатывается более 51 млн. т/год жидких углеводородов и
1 млн. м 3/сут газа. При этом используется контактное устройство,
состоящее из многократно пересекающихся гидрофильных металли-
ческих волокон волнистой формы. Материал вопокон обеспечивает
движение вдоль каждого волокна непрерывной пленки раствора
каустической соды. В результате очищаемая углеводородная фаза
постоянно контактирует со свежим непрореагировавшим раствором
NaOH, причем между двумя параллельно движущимися потоками
образуется межфазная поверхность большой площади.

В комбинированных процессах сначала используются физические
растворители, а окончательная очистка осуществляется при помошл
аминных сорбентов. Иногда после аминной очистки осуществляется
мембранное разделение.

Азот выделяется из нефтяного газа на специальных низкотемпе-
ратурных установках. Содержание азота может изменяться от 5 до
80 %. Газ должен быть предварительно осушен и очищен от С02 (не
бопее 0,01 %). Полнота извлечения метана составляет 95-99,9 %, эта-
на - 80-90 %, пропана - 99 %. В газообразном метане содержится не
более 3 % азота.

Наиболее распространено получение азота из воздуха на криоген-
ных установках, монтируемых прямо на месторождениях. При этом
получается очень чистый азот (до 99,999 %). Производительность
установок по азоту изменяется от 0,3 до 1,5 млн. мэ/сут. Потенциаль-
ная производительность крупной установки составляет 5,8 млн.
м3/сут. Установка занимает площадь менее 1000 ма и весит около 300 т,
кроксе того для получения азота из воздуха используется мембранная

техника. При получении азота из воздуха отделяется газ, содержащий
до 80 % кислорода.

Наиболее дешевым из углеводородных газов, которые могут
быть использованы для вытеснения нефти, ивляется нефтяной газ,
содержащий 15 % и более промежуточных углеводородов (С2-С4). Газ,
получаемый с ГПЗ, сухой и его применение для вытеснения нефти
менее эффективно. В некоторых случаях может оказаться выгодным
обогащение нефтяного газа более тяжелыми углеводородами (до
С4-С5). При этом для приготовления 1 млрд, м3 жирного газа требует-
ся 180-210 тыс. т жидких углеводородов. Для обогащения можно
использовать бензиновые или широкие фракции с ГПЗ, газоконденсат
газовых или газоконденсатных месторождений, а также барботаж газа
через нефть при температуре 30-40 °C и давлении, близком к атмос-
ферному. Применение обогащенного газа несмотря на высокую техно-
логическую эффективность ограничено, так как оно связано с изъя-
тием на долгий срок ценного углеводородного сырья. При этом сле-
дует также учитывать, что до 25 % закачанного в пласт газа теряется
безвозвратно.

Таким образом, основным источником для нагнетания следует
рассматривать газы нефтяных месторождений. Кроме этого, перспек-
тивно использование газа из газовых шапок нефтяных месторождений.
Отметим, что наличие рядом с нефтяным месторождением газового
месторождения, залегающего на большей глубине, может позволить
обойтись без дополнительного компримирования и осуществлять
закачку газа в пласт простым перепуском.

3.10.3.	Осложнения, возникающие при закачке газовых
агентов в пласт

При реализации методов газового воздействия на разбуренных
месторождениях приходится перебуривать большинство нагнетатель-
ных и добывающих скважин, так как в этом случае к скважинам
предъявляются повышенные требования по герметичности и давле-
нию. При выборе месторождений предпочтительнее ограничиваться
теми, на которых запроектирован газлифт, и добывающие скважины
пробурены с учетом газлифтного способа эксплуатации.

При совместной закачке газа и воды возможно образование непод-
вижной газовой фазы и гидратов газов в нагнетательных скважинах.
Это приводит к снижению фазовой проницаемости коллектора по
нефти и воде и снижению приемистости. В связи с этим совместную
закачку газа и воды рекомендуется не проводить, а попеременную
закачку проводить как можно большими порциями.

При разработке месторождений высоковязких нефтей возможно
пенообразование! также снижающее приемистость скважин. Этот
эффакт устраняется применением особых присадок.

Особые требования к оборудованию предъявляются в случае
закачки диоксида углерода. Многие отрицательные побочные явления
можно предупредить закачкой жидкого диоксида углерода, но при
этом возникают другие трудности, например существует опасность
замерзания жидкости, находящейся в кольцевом пространстве, что
может привести к повреждению колонны НКТ или обсадных труб.
Зафиксированы случаи замерзания слоя смазочного масла,' уплотне-
ний насоса, что вызывает утечки. Наиболее существенные осложнения
при закачке С02 нызываются коррозией оборудования, приводящей к
значительному увеличению аварий штанговых и центробежных насо-
сов и другого подземного и надземного оборудования.

Лишенный влаги сухой и чистый углекислый газ не вызывает
коррозии. В связи с этим перед транспортировкой диоксида углерода
он должен быть подвергнут очистке и осушке. Попеременная закачка
С02 и воды должна проводиться как можно большими порциями. Еще
лучше вообще разделить закачку С02 и воды. Так, например, советс-
кими учеными [44] предложен метод ’’створовой закачки”. Он заклю-
чается в том, что диоксид углерода подается в специально пробурен-
ные скважины, расположенные в створе между водонагнетательными
и добывающими скважинами. Этот способ практически снимает проб-
лему коррозии в нагнетательных скважинах.

На объект использования С02 транспортируется, в основном, по
стальным трубам с эпоксидным покрытием. В скважинах применяют
насосно-компрессорные трубы с полимерным покрытием, клапаны и
фитинги — из алюминиевой бронзы, клапаны-отсекатели — из стекло-
пластика, пакеры - с пластиковым или гальваническим никелевым
покрытием. Здесь .следует уделять особое внимание вопросам пре-
дотвращения электрохимической коррозии, возникающей при кон-
такте деталей, выполненных из различных металлов (сталь - бронза,
хром - бронза и т.д.).

За рубежом используют стали и сплавы, содержащие хром: L-80,
N-80, Р-110 и др. При этом трубы из сталей L-80, N-80 приходится покры-
вать дополнительным покрытием из стекловолокна. Часто применяет-
ся обработка скважин ингибиторами. Так, на месторождении Туфридс
(США) применялось оборудование без покрытия, но еженедельно
проводились обработки ингибиторами нагнетательных и 1 раз в две
недели - добывающих скважпи. Необходимость покрытий и ингибито-
ров отпадает при использовании нержавеющей стали, содержащей 13 %
хрома, что обеспечивает надежную работу оборудования во влажной
среде более 10 лет. Хотя трубы из зтнх сталей в 4 раза дороже труб из
сталей L-80, N-80, их применение может окупиться за несколько лет
из-за отсутствия необходимости дополнительных мероприятий. Иногда
из этих сталей изготовляется только часть оборудования, например на
месторождении Кворентин-Бит (США) из высокохромированиой стали

были изготовлены колонны НКТ, а трубы - из стали L-80 с пластико-
вым покрытием.

В процессе разработки месторождения в продукции могут появ-
ляться дополнительные коррозионные агенты (H2S, S02, хлориды).
Мероприятия по борьбе с этими видами коррозии должны быть предус-
мотрены как при использования С02, так и других газовых агентов.

3.1L УСЛОВИЯ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОВЫХ МЕТОДОВ

Успешность применения методов увеличения нефтеотдачи во мно-
гом определяется используемой технологией и геолого-физическими
условиями конкретного месторождения. Рассмотрим основные факто-
ры, влияющие на процесс добычи нефти с использованием различных
газов, и рекомендации по выбору оптимальной технологии в каждом
случае с учетом особенностей различных газовых методов.

Давление разработки. Эффективность рассматриваемых
процессов тем выше, чем больше давление разработки. Это давление,
однако, не должно превышать горное, так как в противном случае
через раскрывшиеся трещины закачиваемые агенты могут слишком
быстро прорваться к добывающим скважинам. Давление разработки
должно заведомо превышать 6 МПа при закачке С02, 15 МПа — при за-
качке обогащенного газа и газоводяных смесей, 20 МПа - при закачке
сухого газа, дымовых газов и азота. Чем выше давление, тем более
дешевые агенты рекомендуется применять.

Пластовая температура оказывает в разных ее интервалах
неодинаковое воздействие на механизм процесса вытеснения нефти
углеводородными газами. Оценить влияние температуры на эффектив-
ность этого метода можно лишь с учетом других условий. Эффектив-
ность применения диоксида углерода при прочих ранных условиях
тем ниже, чем выше пластовая температура. Отметим, однако, что наг-
нетание С02 с успехом испытывалось при температурах вплоть до
120 °C.

Глубина залегания пласта определяет условия смешива-
ния закачиваемых агентов и нефти. Для осуществления смешивающе-
гося вытеснения глубина залегания должна превышать 1500 м при наг-
нетании обогащенных газов и С02 и 2000-2500 м при закачке азота и
сухих газов. Вытеснение нефти диоксидом углерода в несмешиваю-
щемся режиме возможно, начиная с глубин порядка 600 м, а верти-
кальное вытеснение обеспечивает положительные результаты, в
отдельных случаях, на глубинах порядка 400 м.

В горизонтально залегающих пластах эффективность газовых ме-
тодов повышается с уменьшением толщины пласта. При вытес-
нении нефти из таких пластов газом высокого давления толщина
пласта не должна превышать 10-15 м. Применение газоводяного

воздействия в некоторой степени уменьшает отрицательное влияние
гравитационной сегрегации. Однако и в этом случае рекомендуется
ограничиваться пластами толщиной менее 20 м из-за избирательных
путей фильтрации воды и газа, а также сегрегации газа. Плотность
диоксида углерода (особенно жидкого) близка к плотности нефти, что
сводит к минимуму гравитационное разделение между ними. Может
быть существенным лишь гравитационное разделение С02 и воды. Про-
мысловые испытания показали возможность эффективного примене-
ния диоксида углерода в пластах толщиной от 2,5 до 180 м.

Отрицательное влияние гравитационной сегрегации можно умень-
шить сгущением сетки скважин и увеличением темпа разработки. Сле-
дует отметить, что в отдельных случаях гравитационная сегрегация
может играть положительную роль, например, при горизонтальном
вытеснении нефти из слоистых пластов, в которых низкопроницаемые
слон лежат в верхней части пласта.

Для пластов большой толщины или наклонно залегающих, когда
направление вытеснения близко к вертикальному, толщина пласта не
лимитируется. Следует иметь в виду, что при существующей техно-
логии ведения процесса в таких пластах неэффактивен метод газо-
водяного воздействия.

Применение диоксида углерода и газа высокого давления пред-
почтительно в относительно однородных пластах. Чем
выше неоднородность, тем меньше должно быть соотношение С02:
вода при их попеременном нагнетании. Эффективность водогазового
воздействия на пласт с увеличением неоднородности повышается. При
этом содержание газа в закачиваемой смеси также должно уменьшать-
ся. В сильно неоднородных и трещиноватых пластах недостаточно
эффективно применение всех газовых методов. В таких пластах
следует применять различные методы регулирования процесса: при-
менение пен, полимеров, изолирование высокопроницаемых слоев
И Т.П.

С ростом проницаемости пласта, во многих случаях уве-
личивается диапазон ее изменения в объеме коллектора. В связи с
этим закачку газа высокого давления рекомендуется осуществлять, в
первую очередь, в малопроницаемых коллекторах. Оторочки обога-
щенного газа или С02 в таких коллекторах следует продвигать более
дешевым газом - метаном или азотом. Нижний предел проницаемости
пластов, в которых возможно сочетание закачки углеводородных
газов или диоксида углерода с водой, оценен примерно в 0,005 мкм2, в
основном, по техническим причинам, обусловленным отсутствием или
недостаточной приемистостью скважин по воде. Следует иметь в виду,
что нефтесодержащий пласт должен иметь надежно изолирующие пок-
рышки, предотвращающие возможность утечки флюидов при повыше-
нии в нем давления.

Методы газового воздействия применимы на месторождениях,
пласты которых сложены любыми породами. Следует учитывать
растворимость карбонатов в воде, содержащей диоксид углерода. Это
может привести к увеличению неоднородности пласта. Растворимость
карбонатов повышается с ростом давления, поэтому карбонаты, раст-
воренные в призабойной зоне пласта, могут выпасть в осадок вблизи
линии отбора, что может снизить продуктивность добывающих сква-
жин. Для предотвращения этого эффакта разработку карбонатных кол-
лекторов рекомендуется проводить при небольших перепадах дав-
ления.

Наибольший эффект применения газовых методов достигается при
вытеснении недонасыщенных нефтей, у которых давление
насыщения намного ниже пластового. Обогащенные газы рекоменду-
ется применять на месторождениях маловязких нефтей (вязкостью
не более 3-5 мПа • с), содержащих значительное количество (более
30 %) фракций С2-С6. Применение газоводяных смесей или азота наи-
более эффективно на месторождениях, содержащих нефть вязкостью
до 10 мПа • с. Смешивающееся вытеснение нефти диоксидом углерода
достигается на месторождениях, содержащих нефти вязкостью до
10 мПа • с, в составе которых имеется значительное количество проме-
жуточных фракций Са-Сав. Содержание в нефти асфальтосмолистых
веществ при использовании С02 должно быть минимальным, по край-
ней мере не выше 10 %, так как они выпадают в осадок и не могут быть
добыты из пласта. Проницаемость коллектора при этом снижается, что
может уменьшить приемистость нагнетательных скважин и затруднить
фильтрацию в пласте. В некоторых экспериментах предварительно
подогретый диоксид углерода использовали для вытеснения парафи-
нистых нефтей.

При разработке месторождений нефтей повышенной вяз-
кости режим смешивающегося вытеснения диоксидом углерода ие
достигается и абсолютные значения нефтеотдачи ниже, чем на место-
рождениях с маловязкой нефтью. В то же время прирост нефтеотдачи
по сравнению с обычным заводнением может быть достаточно велик,
так как вязкость нефти при растворении в ней СО2 снижается тем
сильнее, чем больше было ее первоначальное значение. Расчеты пока-
зывают возможность успешного применения диоксида углерода на
месторождениях нефтей вязкостью до 1000 мПа - с. Содержание асфаль-
тосмолистых веществ в нефти при ее вытеснении в несмешивающемся
режиме не лимитируется, так как в этом случае содержание СО2 в
нефти обычно не достигает таких величин, при которых происходит
выпадение твердого осадка.

При всех видах газового воздействия на пласт увеличение содер-
жания в нагнетаемом агенте легких углеводородов Са-С6 существен-
но повышает эффективность процесса. Напротив, увеличение содер-

жания в нагнетаемом агенте метана или азота существенно затрудняет
смешивание с нефтью и уменьшает технологическую эффективность
процесса. В связи со сравнительной дешевизной этих газов вопрос об
их оптимальном содержании в нагнетаемом агенте должен решаться
после проведения экономических расчетов. Таким же образом должен
решаться вопрос о целесообразности отделения углекислого газа,
поступающего на месторождение в составе природного газа (вместе с
метаном) или дымового газа (вместе с азотом).

С повышением минерализации воды (особенно соли каль-
ция) усугубляется опасность солеотложения в пласте и в промысловом
оборудовании при нагнетании в пласт диоксида углерода. Отрицатель-
ное влияние этого эффекта уменьшается при сочетании закачки С02 с
пресными и слабоминерализованными водами.

Газовое воздействие на пласт рекомендуется проводить при пло-
щадной системе размещения скважин. Расчеты показывают
что при правильном выборе технологии проведения процесса приме-
нения диоксида углерода эффективно и при рядной системе размеще-
ния скважин. При прочих равных условиях до отключения промежу-
точных добывающих рядов чередующуюся закачку следует проводить
при значительно меньшем соотношении СО2: вода, чем при площадной
свстеме размещения скважин. Возможно также применение створовой
закачки. Чтобы предотвратить уход нагнетаемых агентов в закон-
турную область, нагнетание газов следует производить только во внут-
риконтурные скважины. В крутозалегающих пластах нагнетательные
скважины рекомендуется располагать в сводовой части пласта. В
пластах с малым наклоном (меньше 10°) газ рекомендуется нагнетать в
подошвенную часть, заводненную на естественном или искусственном
водонапорном режиме. Выбор плотности сетки скважин при промыс-
ловом внедрении газовых методов зависит от пластовых и особенно
экономических условий. По данным американских ученых С02, в
частности, можно закачивать при размещении скважин с плотностью
сетки до 32 га/скв, наилучшие технологические результаты достига-
ются при плотности менее 16 га/скв, а средняя по США плотвость сетки
скважин при нагнетании С02 - 21 га/скв.

Закачка газа под высоким давлением может быть весь-
ма эффективна для разработки водонефтяных зон или залежей, под-
стилаемых водой, на истощенных залежах со значительными остаточ-
ными запасами, в карбонатных коллекторах с гидродинамическими
замкнутыми резервуарами. При соответствующей технологии процес-
са для разработки водонефтяных зон и нефтяных залежей, подсти-
лаемых водой, перспективно сочетание нагнетания в пласт воды с
углеводородными газами или диоксидом углерода.

Методы газового воздействия на пласт применимы на любой ста-
дии разработки нефтнных месторождений. При вытеснении мапо-

вязкой нефти из сравнительно однородных пластов нефтеотдача такая
же или большая, чем при применении методов в заводненных пластах.
При вытеснении нефти повышенной вязкости из сложно построенных
месторождений технологическая эффективность может, как это по-
казано на примере С02, оказаться больше после заводнения.

4.	ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ ПЛАСТОВ

4.1.	МЕХАНИЗМ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ РАСТВОРАМИ ПОЛИМЕРОВ

Один из основных факторов, определяющих нефтеотдачу плас-
тов, — соотношение вязкостей пластовой нефти и закачиваемой воды.
При вытеснении нефти водой в неоднородных по разрезу пластах
происходит преждевременный прорыв воды к добывающим скважи-
нам. Вытеснение высоковязкой нефти сопровождается вязкостной
неустойчивостью, которая особенно сильно проявляется в неоднород-
ных пластах.

Оказалось, что улучшить соотношения вязкостей и частично вы-
ровнять профили приемистости и отдачи возможно, добавляя к зака-
чиваемой воде полимер (например, полиакриламид — ПАА). Накоплен
огромный лабораторный, промысловый и теоретический материал,
показывающий высокую эффективность полимерного заводнения.

Для полимерного заводнения применяются высокомолекулярные
полимеры трех типов — на основе акриламида (особенно гидролизо-
ванные полиакриламиды), полиэтиленоксиды и полисахариды.

Высокая рентабельность полимерного заводнения определяется
свойствами, проявляемыми полимером в пористой среде, особенно его
реологическими характеристиками. Кажущаяся вязкость полимера
много больше вязкости закачиваемой воды. Получается, что поли-
мерный раствор обладает свойствами неньютоновских жидкостей.
Пропускная способность пористой среды для полимерного раствора
уменьшается гораздо сильнее, чем увеличивается его вязкость по
сравнению с водой- Это явление получило название ’’фактора сопро-
тивления”. Аналитический фактор сопротивления R опйсывается отно-
шением коэффициента подвижности для воды к коэффициенту
подвижности для полимерного раствора.

Здесь кв, кп - коэффициент проницаемости пористой среды для
воды и раствора полимера соответственно, мкм2; |1В, рп — соответст-
венно вязкость воды и кажущаяся вязкость раствора полимера в по-
ристой среде, мПа • с.

Другой важный показатель полимера - остаточный фактор соп-
ротивления. При фильтрации раствора абсорбция полимера в по-
ристой среде вызывает снижение проницаемости пористых сред по
воде даже после полного вытеснения из них раствора полимера- Оста-
точный фактор сопротивления определяется как отношение подвиж-
ности воды до и после фильтрации раствора полимера в пористой
среде.

Здесь fcB, fcnp — соответственно коэффициент проницаемости воды
до и после фильтрации раствора полимера, фильтрующейся вслед за
раствором полимера; Цв, цт - соответственно вязкости для воды до и
после фильтрации раствора полимера, фильтрующейся вслед за раст-
вором полимера.

4.1.1.	Вязкостные свойства разбавленных растворов
полиакриламида

Растворы полимера (полиакриламида) в пористой среде ведут себя
часто как неньютоновские жидкости и проявляют различные типы те-
чения - ньютоновское, псевдопластическое и дилатантное. С целью
объяснения механизма аномального поведения раствора полимеров в
пористых средах проведено большое количество лабораторных опы-
тов. В некоторых работах по затронутому вопросу имеются взаимо-
исключающие противоречивые результаты. Большинство выполнен-
ных опытов посвящены изучению отдельных вопросов сложного про-
цесса течения раствора полимера в пористых средах.

Обобщая результаты исследований фильтрационных и реоло-
гических свойств полимеров в пористой среде, можно представить
следующую модель их течения. На характер течения раствора поли-
мера оказывает влияние вязкость сдвига, упругие свойства макро-
молекул и их объединений, адсорбция и механическое улавливание
полимерных частиц пористой средой. В свою очередь, каждый из
перечисленных факторов зависит от многих условий - от свойств по-
лимера, растворителя - воды, параметров и свойств пористой среды и,
особенно, от скорости фильтрации. В процессе течения раствора поли-
мера в пористой среде все перечисленные факторы действуют однов-
ременно, но доля воздействия каждого из них различная.

Превалированием того или иного фактора и обусловливается наб-
людаемый характер течения раствора полимера. В связи с этим можно
зависимости коэффициента подвижности раствора полимера от гради-
ента давления снимать на моделях пласта, полученных с применением
естественного кернового материала в условиях, близким к пластовым.
118

4.1.2.	Адсорбция полимера из раствора

Адсорбция полимера в пористой среде приводит к уменьшению ее
проницаемости. Как уже говорилось, количественно адсорбция поли-
мера в пористой среде оценивается фактором остаточного сопротив-
ления. Количество адсорбированного полимера зависит от струк-
туры пористой среды, ее вещественного состава, а также от состава и
свойств насыщающих пористую среду жидкостей. Установлено, что
увеличение концентрации хлористого натрия в растворе приводит к
усилению адсорбции полимера- Так, при увеличении содержания хло-
ристого натрия от 0,5 до 20 % адсорбция из 0,05 %-ного полимера уве-
личивается многократно. Добавка к раствору полимера хлористого
кальция или других электролитов приводит к еще большей адсорбции
полимера.

Адсорбция зависит также от породы продуктивного пласта. Так,
адсорбции на известняке значительно выше, чем на кварцевом пес-
чанике. Адсорбция раствора полимера в полимиктовых породах в 4-6
раз больше, чем на кварцевом песчанике. Скорость адсорбции в
статических условиях больше, чем в динамических более чем в 3 раза.
Результаты статической адсорбции следует рассматривать как срав-
нительные для оценки влияния минералогического состава породы на
адсорбцию, т.е. эти исследования следует рассматривать как экспресс-
метод. Для целей проектирования технологии полимерного заводне-
ния в расчеты необходимо закладывать данные по динамической сорб-
ции, полученные при фильтрации в нефтенасыщенной естественной
пористой среде в условиях, близких к пластовым. Динамическая ад-
сорбция в зависимости от условий изменяется от 0,1 до 0.6 мг/г породы
и более.

Таким образом потери полимера за счет адсорбция определяют-
ся вещественным составом породы, минерализацией пластовых вод и
самого растворителя, температурой и скоростью фильтрации раствора
полимера. Отсюда прямой перенос лабораторных результатов в про-
мысловые условия возможен только тогда, когда последние выпол-
нены с соблюдением всех перечисленных естественных условий.

Проведенный анализ результатов различных лабораторных ис-
следований показал неоднозначность требований к адсорбции поли-
меров из раствора в пористой среде. С одной стороны, адсорбция поли-
меров отрицательно сказывается на самом растворе, обедняя раст-
вор и уменьшая его кажущуюся вязкость, а следовательно и эффек-
тивность процесса. С другой стороны, адсорбция полимера опреде-
ляет фактор остаточного сопротивления, способствующий повыше-
нию нефтеотдачи пластов за счет относительного выравнивания про-
филей приемистости и отдачи скважин. По-видимому, существует оп-
тимальный диапазон адсорбции, который гарантирует максимальную
нефтеотдачу пласта.	1)9

4.2.	ОСОБЕННОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ КЗ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ

Полимерные растворы обладают свойством снижать фазовую про-
ницаемость для воды и сохранять ее для нефти. Водный раствор по-
лимера поступает преимущественно в высокопроницаемые пропласт-
ки, причем чем выше проницаемость пропластка, тем больше посту-
пает в него полимера, и тем значительней повышается фильтрационное
сопротивление высокопроницаемых слоев. Это свойство растворов
полимеров широко используется для выравнивания профилей прие-
мистости и отдачи при разработке нефтяных месторождений на любой
стадии. Обоснованию явления выравнивания профилей приемистости
и отдачи посвящены многочисленные лабораторные исследования, из
которых наиболее убедительны исследования, выполненные под ру-
ководством В.Г. Оганджанянца [23 и др.].

Лабораторные исследования на элементе двухслойного пласта
показали высокую эффективность применения оторочки полимер-
ного раствора с целью уменьшения гидродинамической неоднород-
ности коллектора. Нагнетание оторочки раствора полимера объемом
10 % от порового объема элемента пласта позволило преобразовать
геологически неоднородный пласт в практически однородный. На
рис. 4.1 приведены зависимости отношений относительных объемов

Рис. 4J. Зависимости отношений относитель-
ных объемов прокачанной по пропласткам
жидкости (tf) от суммарного относительного
обрема жидкости (Еср), прокачанной через
элемент пласта о целом.

1 — обычное заводнение; 2 — заводнение с
применением предсторотки ПАА

жидкости, прокачанной через пропластки, от суммарного объема за-
качанной в элемент пласта жидкости. Из рисунка видно, что благодаря
закачке оторочки отношения объемов закачки жидкости снизились с 6
до 1, т.е. она привела практически к полному выравниванию профиля
приемистости.

Кроме того оторочка полимерного раствора малого объема поз-
волила снизить удельный расход воды в 1,5-2 раза, а в случае приме-
нения заводнения с использованием физико-химических методов —
значительно снизить расход химреагентов за счет более равномерного
распределения реагентов по пропласткам, что в конечном итоге при-
водит не только к интенсификации, но и к дополнительной добыче
нефти.

Необходимая концентрация полимерного раствора выбирается
исходя из следующего соображения; лабораторные исследования
указывают на способность полимерного раствора определенной кон-
центрации обеспечивать различные факторы сопротивления в зависи-
мости от проницаемости коллектора. Экспериментальными исследо-
ваниями были получены зависимости фактора сопротивления от про-
ницаемости коллектора для различных концентраций раствора поли-
мера (рис. 4.2). Исходя из полученных зависимостей, содержание поли-
мера должно быть не ниже 0,075 %. Окончательное определение кон-
центрации необходимо уточнить по соотношению подвижностей поли-
мерного раствора и нефти при пластовых условиях. Подвижность
нефти не должна превышать подвижности полимера более чем в 2 раза,
так как только в этом случае исключается возможность прорыва по-
лимерного раствора, и характер вытеснения нефти близок к поршне-
вому.

Зная проницаемости пропластков и определив эксперименталь-
но факторы сопротивления, обеспечиваемые в каждом пропластке
раствором полимера полученной концентрации, можно определить
количество полимера, необходимое для выравнивания профиля
приемистости по методике В.Г. Оганджанянца-

СЛАА “ СО ^ПАА-

Здесь Спда “ количество полимера; Со — концентрация раствора
полимера, т/м3; VnAA - объем оторочки раствора полимера, необхо-
димый для закачки, м3.

Объем оторочки ’ИПАД определяется из следующего соотношения

«п “ Kt

/пАА~ЛГпТТ

(4.3)

Здесь I *= 1,2,..., п - номера пропластков в порядке возрастания
проницаемостей; гп - радиус (глубина) высокопроницаемого слоя,

принимается равным толщине пласта, м; Rj, Rn - фактор сопротивле-
ния f-ro и n-го прослоев соответственно; кь кп - проницаемость i-ro и
n-го слоев соответственно, мкм2; Л,- - толщина i-ro прослоя, м; гл,- — по-
ристость i-ro прослоя, доли единицы.

Общеизвестно, что при заводнении слоисто-неоднородных пластов
закачиваемая вода в первую очередь обводняет высокопроницаемые
прослои, резко уменьшая коэффициент охвата пласта заводнением, и,
следовательно, уменьшая текущий и конечный коэффициенты нефте-
отдачи. Одни из самых эффективных методов увеличения охвата
пластов заводнением — закачка в пласт полимерного раствора. Суще-
ствуют три условных времени начала закачки полимерного раствора:
1) с самого начала разработки месторождения; 2) ва конечной стадии
разработки месторождения при обводненности продукции скважин на
95-100 %; 3) на промежуточной стадии разработки после прекращения
безводного дебйта.

Технологическая и экономическая целесообразность применения
полимерного заводнения на любой стадии разработки месторождения
несомненна. Однако существуют оптимальные условия использования
полимерного заводнения, при которых основные показатели разработ-
ки месторождения наилучшие.

Для обоснования оптимальных услоиий закачки полимерного
раствора М.Т. Абасовым, Д.Ш. Везировым и другими выполнены две
серии опытов ва двух моделях нефтяных пластов, которые значени-
ями проницаемостей различаются примерно в 10 раз (I-я модель - 14
мкм2, 2-я модель — 1,38 мкм2). Вытеснение нефти водой происходило
при постоянном перепаде давления. Закачка воды производилась
одновременно в обе модели, а отбор жидкости - раздельно. В первой
серии опытов раствор полимера закачивался в высокопроницаемую
модель после окончания безводной добычи нефти, а во второй серии
опытов - после полного обводнения его продукции. После закачки
раствора полимера в высокопроницаемый пласт в обеих сериях опы-
тов производилась закачка воды вплоть до полного обводнения
продукции моделей пластов.

Опыты показали, что селективная изоляция воды в высокопрони-
цаемой модели сразу же после окончания безводного дебита приводит
к увеличению объема добываемой нефти как из высокопроницаемой,
так и из низкопроницаемой модели пласта. Во второй серии опытов
хотя показатели вытеснения нефти из обеих моделей пласта и улуч-
шились, однако они существенно уступают показателям вытеснения,
полученным в первой серии опытов: расход воды в первой сернн
опытов в 2 раза меньше, чем во второй серии и время вытеснения
нефти при этом сократилось в 1,56 раза.

Таким образом, из этвх опытов вытекают рекомендации по прове-
дению изоляционных работ: по высокопроницаемым прослоям слоис-

то-неоднородных пластов изоляцию производить после окончания
безводного дебита скважин месторождения. Естественно, что наилуч-
шие показатели разработки споисто-неоднородных пластов достигают-
ся тогда, когда работы по выравниванию профилей приемистости и
отдачи раствором полимера выполняются на начальной стадии разра-
ботки месторождения. На поздней стадии разработки месторождения
работы по регулированию полимерами водопритоков как со стороны
нагнетательных, так и со стороны добывающих скважин также эффек-
тивны, хотя и уступают показателям разработки месторождения с
регулированием водопритоков на ранней стадии разработки. При этом
закачанная равее вода должна.быть добыта через добывающие скважи-
ны за относительно долгий период времени, естественно, с ухудшени-
ем всех основных показателей разработки месторождения.

4.3.	СОЧЕТАНИЕ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ С ДРУГИМИ
ТЕХНОЛОГИЯМИ

Для увеличения нефтеотдачи пластов применяются тепловые
(закачка пара и горячей воды, внутрипластовое горение), газовые
(закачка углеводородных, углекислого и дымоных газов) и физико-хи-
мические методы (закаука ПАВ, щелочей, кислот, мицеллярных раство-
ров и др.). При их применении получают заметный технологический
эффект. Однако главный недостаток этих технологий — низкий охват
пластов их воздействием по разрезу в площади пласта. Коэффициент
охвата пластов с применением этих технологий не превышает своего
значения при обычном заводнении пластов, а часто и ниже. В связи с
этим возникает необходимость улучшения данных технологий в основ-
ном в направлении улучшения охвата пластов воэдейстнием с приме-
нением названных технологий с последующим заводнением пластов-

В связи со сказанным, единственный идеальный метод увеличения
охвата пласта воздействием агентами - сочетание их с полимерным
заводнением. При этом возникают еще и дополнительные эффекты (не
просто сумма эффектов), заметно улучшающие процесс вытеснения
нефти. Рассмотрим наиболее эффективные комбинированные техноло-
гии разработки нефтяных месторождений с применением полимеров.

4.3.	L Сшивание полимерного раствора

Большое распространение получило применение разных модифи-
каций полимерного заводнения [20,48 и др.]. Дальнейшее расширение
использования полимерного заводнения связано с применением
сшитых полимеров, способных образовывать вязкий гель в порах
пласта и отклонять нагнетаемую воду в непромытые ранее нефтена-
сыщенные зоны пласта. Это позволяет выравнивать проницаемость

отдельных пропластков, выравнивая тем самым фронт вытеснения и,
следовательно, повышать нефтеотдачу пласта в целом. Наиболее
эффектввная технология сшивки полимера осуществляется непосред-
ственно в пласте в результате последовательной закачки полимера и
сшивателя. В качестве сшивателей применяются бнхромат калия,
треххлористый хром, гидрат алюминия, алюминат натрия и т.д. В
других случаях сшивание полимера провзводят перед закачкой
раствора в пласт. Возможно применение последовательной закачки
катионного и анионного полиакриламида, повторные обработки зоны
полимерного заводнения растворами сшивающего агента, чередование
закачки полимера, сшивающего агента и воды [28].

Находит применение технология закачки раствора акриламида и
катализаторов с тем, чтобы образование полиакриламида происходило
непосредственно в самом пласте. Содержание полимера в закачивае-
мом растворе варьирует от 4 до 10 %, вязкость раствора близка к
вязкости воды, что и облегчает его проникновение в поры пласта.
Последующая полимеризация приводит к увеличению вязкости
реагента, закупорке каналов и отклонению флюида в низкопроницае-
мые зоны пласта.

4.3.2.	Термо! юли мерное заводнение

Сущность термополимерного заводнения состоит в том, что в пласт
закачивается подогретый горячий раствор полимера, за счет чего и
создается горячая оторочка полимерного раствора. Горячий раствор
полимера с малой эффективной вязкостью проникает в пласт. При этом
увеличивается приемистость нагнетательных скважин! и снижается
вязкость нефти в пласте. По мере остывания полимера увеличивается
его кажущаяся вязкость, а следовательно увеличиваются фактор
сопротивления и фактор остаточного сопротивления. В связи с этим
увеличивается охват пласта воздействием закачиваемого агента.
Основной недостаток данной модификации термополимерного завод-
ния - термическое разложение полиакриламида (термическая
деструкция) при температурах 60-110 °C.

Имеется технология термополимерного заводнения, состоящая в
закачке раствора полимера после закачки теплоносителя (лара или
горячей воды) и внутрипластового горения. Однако такая техноло-
гия имеет тот недостаток, что раствор полимера, попадая в высокопро-
ницаемый прослой с наибольшей температурой, слабо выравнивает
профиль приемистости и отдачи, происходит также некоторая деструк-
ция полимера.

Разработаны также технологии, по которым раствор полимера
закачивается до закачки теплоносителя.

Объем оторочек раствора полимера при содержании полимера
0,01- 0,9 % составляет 5- 30 % от объема пор пласта.

4.3.3.	Применение щелочных растворов в сочетании
с водорастворимыми полимерами

Одно из перспективных направлений улучшения метода щелочно-
го заводнения - применение щелочных растворов в сочетании с
водорастворимыми полимерами. Применение растворов щелочей и
полимеров приводит практически к синергетическому эффекту.
Механизм вытеснения нефти щелочно-полимерными растворами
условно можно описать следующим образом. Щелочь при взаимодейст-
вии с кислотными компонентами в нефти приводит к снижению
межфазного натяжения на границе нефть—раствор щелочи. При этом
происходит эмульгирование нефти (в зависимости от активности
нефти) и улучшение смачиваемости породы, т.е. происходит гидрофи-
лизация системы. Кроме того добавка щелочи улучшает фильтрацион-
ные свойства полимера. С увеличением pH раствора резко уменьшает-
ся адсорбция полимера, а сам полимер, как известно, позволяет
увеличить охват пласта воздействием метода.

Остановимся на основных результатах исследования процесса
вытеснения нефти щелочно-полимерными растворами.

В БашНИПИнефти проведены опыты по вытеснению нефти раство-
рами смеси полимера и щелочи, а также, для сопоставления результа-
тов опытов, - растворами полимера и щелочи в отдельности. В опытах
применялся полимер известковой и аммиачной очистки. На I г поли-
мера известковой очистки добавляли 0,169 г щелочи (NaOH), на 1 г
полимера аммиачной очистки - 1,69 г щелочи.

Данные опытов следующие: проницаемость модели пласта
0,7-1 мкм2; пористость 25-29 %; вязкость модели нефти 28 мПа • с;
скорость вытеснения 0,94 м/сут.

Из результатов опытов видно, что при вытеснении нефти раствора-
ми полимеров отмечается увеличение доли нефти в потоке, перепад
давления при этом возрастает в 5- 8 раз.

Добавление щелочи в раствор полимера еще более улучшает
процесс вытеснения нефти. Текущие и конечные показатели процесса
вытеснения нефти улучшаются для однородного и, особенно, для
неоднородного пластов. При вытеснении нефти раствором щелочи и
полимера происходит сближение скоростей фильтрации жидкостей по
прослоям разной проницаемости модели неоднородного пласта.
Данные о эффективности применения щелочно-полимерных растворов
приведены в табл. 4.1.

В БашНИПИнефти проведены опыты по исследованию влияния
смеси полимера и щелочи, а также добавок к растворам солей жесткое-

Таблице 4.1

Сопоставление эффективности применения различных растворов щелочи
и полимера

опыта	Проница- емость по керосину.	Вытесняющая жидкость	Коэффициент вытеснения (%) при прокач- ке поровых объемов		Прирост коэф- фициента вы- теснения, %
			2	110	
	0,85	Дистиллированная вода	32	57	
2	0,81	0,1 %-ный раствор полимера аммиачной очистки	50	71	14
3	0,77	0,055 %-ный раствор нопиме- ра известковой очистки	55	76,5	19,5
4	1,0	0,05 %-ный раствор полимера известковой очистки + щелочь	58	80	23
5	0,9	0,1 %-ный раствор полимера	71	82	25

аммиачной очистки + щелочь

ти на фильтрацию их в пористой среде, которые показали, что закачка
смеси раствора щелочи (NaOH) и полимера приводит к значительно
большему снижению подвижности для пластовой воды,чем при закач-
ке раствора полимера и щелочи в отдельности. Это явление объясняется
тем, что в процессе фильтрации смеси раствора полимера и -щелочи в
модели пласта кроме адсорбции полимера происходит образование
осадка (гидрооксидов кальция и магния). Кроме того предполагается,
что молекупы полимера связывают отдельные частицы осадка в более
плотные агрегаты. Образование осадка без полимера слабо снижает
проницаемость пористой среды для воды. Данный механизм обосновы-
вают исследованиями на капиллярах. Образование осадка без присут-
ствия ПАА практически не приводит к снижению проницаемости
пористой среды для воды. Осадки, которые образовывались при
смешении пластовых вод с едким натром, фильтровались через капил-
ляры. Добавление в раствор ПАА приводило к укрупнению осадков в
более плотные агрегаты, способные полностью закупорить поровые
каналы. В связи с этим при проведении промысловых работ по вырав-
ниванию профилей приемистости нагнетательных скважин и по изоля-
ции водопритоков в добывающих скважинах необходимо пользовать-
ся растворами щелочи и полимера совместно.

Исследованиями БашНИПИнефти установлено резкое снижение
адсорбции полимера в породе пласта в присутствии щелочи (Na>sC03).
Были сняты изотермы адсорбции в отдельности полимера и щелочи из
их растворов, а затем - те же изотермы из раствора смеси полимера и
щелочи (соотношение 1:1). Установлено резкое снижение полимера в

присутствии щепочи при содержании реагентов в растворе до 0,1 %.
При больших концентрациях скорость адсорбции полимера практичес-
ки не меняется, приближаясь к предельной. Кроме того при добавле-
нии к раствору полимера щелочи вязкость его снижается. Это— весьма
важный фактор, который можно использовать на практике при разра-
ботке малопроницаемых ппастов. Так, например, в пласт закачивается
раствор смеси полимера со щелочью с кажущейся вязкостью порядка 3
мПа • с. По мере нейтрализации щелочи в пласте происходит увеличе-
ние вязкости раствора полимера примерно до 5- 8 Мпа • с, за счет чего
и улучшаются характеристики вытеснения нефти.

Более обстоятельные опыты по исследованию влияния добавок
щелочей на процесс фильтрации раствора полимера выполнены
В.Г. Оганджанянцем и А.М. Полищуком. В качестве вытесняющих
жидкостей использовались растворы полимера, щелочио-попимерный
раствор и раствор глицерина одинаковой вязкости. Получены резуль-
таты вытеснения трансформаторного масла (модель нефти) раствором
смеси полимера (0,05 %), хлористого натрия (1 %) и щелочи (0,1 % NaOH)
и раствором без добавки щелочи. При закачке 1,5 объемов пор раство-
ра полимера прснесс фильтрации практически прекратился, а добавка
к этому раствору щелочи наоборот увеличила скорость фильтрации
раствора. Исследованиями также установлено, что щелочно-полимер-
ный раствор при фильтрации проявляет неньютоновские свойства.

В БашНИПИнефти на освове анализа промыслового эксперимента
на скважинах Арланского месторождения показана возможность
эффективного применения для изоляции водопритоков периодичес-
кой закачки растворов полимера, щелочи, пресной и пластовой воды.

О преимуществах щелочно-полимериого заводнения перед завод-
нением с применением в отдельности растворов щелочи и полимера
сообщается во многих зарубежных публикациях. Так, например,
сочетание щелочного заводнения с закачкой полимера позволило
дополнительно извлечь до 40 % остаточной после заводнения нефти
месторождения Уилмингтон.

Лабораторными исследованиями М.Т. Сабо установлено, что
вязкость полимеров в растворе щепочи с массовым содержанием до
5 % постоянна в течение 4 мес. Изменение вязкости полимера в течение
первых 16-32 сут объясняется гидролизом группы NH4, который в
дальнейшем уравновешивается обратным процессом.

В.И.' Назаровым были проведены опыты по вытеснению нефти
месторождения Кенкияк из площадных моделей пласта после щелоч-
ного заводнения. Закачка раствора полимера осуществлялась на
стадии 97 %-ного обводнения продукции, отбираемой от модели пласта
после заводнения и щелочного воздействия, В результате закачки
оторочки раствора полимера объемом 20 % от объема пор пласта с
вязкостью его в 100 раз меньшей вязкости нефти нефтебтдача была

g з
к О
S sg
s S в
g® i

£ г

ъ to 5 й = $ sS
g вs s sfasl

2 -®g

~ га .
га »

а



gifs

I ?

3

а

к

g

8 S g g §

НО*

g S г

S	»	с	й	у

X	®	fa	Е	о

2	«	Й	Г.	S

5s § «§го
н » га р ,_ Е ©• р
ЕЗгаР. игаКгаН
s s Й Я



g"

§ о

s z?S
g^ra
S □ га
|| g

g S 2 3

>М § ё S

8 г ! §

Я о я

II
у

Я Я<Рй g ft
e 2 5 I A » S’ H
И ЙЙ и₽ « 20
og-goaftraifa

а зз я I
8 s S ? S

S

И я 2 Я Е

“ е 5 « I
га S та

s<



p ra ®
h Is
LS fg

53® s
s« 3

a

я g S

ж

е Й

и

га



X
а
Й

8

£

s г
g °

я =

•g* g r w

a s I s

§я о n _ я ч>

П S и “2 ге В
* Я fa о “  Я га
в ,g. ° « о о 2

S	□	га	а	”	°	5

Е	а	2	св	га	Я	5

га	га	3	о»	та	чз	®

S	S	2	а	П	Л	й

я	я	3	s	ы	fa	о

гага Н га S га td

У У X н

S о S S

Е
га
я
ы

й о Я а 3 2

3 g8
g s 1 а

KSg,»

I 00

н “гая»

§ § 3 «
* » 3 fa
о ж « S

if-°

5

S

Ё

11

° 5 н ra

° S'S fa

3 = о Й

s g

® ё

й s'-S R



g О я S

й| § g

? g 8

' н га S X
о * Й а а
S 3 2 7 g.

Э Я-° “ g w
о g л 3 ?g
я | о g Bg

о

s га
Я 2
° 2

I а

g Ф

Й S F : 3 г s
3 Я w S >9 § 2
и Я< о О о ш Я

га о “

2 г Н'Р. ®

о S’ S ° 9 Я

1 В § о

S §, §i

Ё

S

Е га Я

2

ст a fa д
а “ й °
§Й2«



2

п
S

Е

2



Й

§
|

□ g ”
а м а
ЙЕ §
Hi

та та та

S

ш

о га

О



IM

"9.

S' S

Я



а

i s i
a 2 г

а ц а
о 5 а

S =я

2 §

8 § г



£

f

2



Я « g
» s 2
S ? §
§ g £
Е Е -S
S г 8

Ш
га о g

й>

§

S

§=
г
s
s

5

®	Таблица 4.2

Результаты опытов по вы ишемию нефти растворами щелочи и полимера из однородоой модели пласта (по ГЛ. Березину)

Зак.795

Номер опы- та	Последовательность закачки агентов	Модель пласта, пе- сок	Вода для	Содержание, %		Объем отороч-- ки (поровых объемов)		Коэффици- ент иефте- вытесне- ния, %	Прирост ко- эффициента иефтевыт ее- неки я, %
			вытесне- ния раство- ров	щелочи	ПОЛИМе- ра				
						щело- чи	полиме- ра		
1	Вода	Кварце- вый	Пресная	0	0	0	0	75,0	-
2	Раствор полимера, вода	в		0	0,1	0	0,3	01,9	6,9
3	Раствор щелочи, вода	»		1,0	0	0,3	0	77,8	2,8
4	Раствор щелочи, раствор полимера, вода	»		0,1	од	0,3	0,3	91,9	16,9
S	Раствор щелочи, раствор полимера, вода	»	»	0,25	0,1	0,3	0,3	96,2	21,2
6	Раствор щелочи, раствор полимера, вода			0,5	0,1	0,3	0,3	01,0	0,0
7	Раствор щелочи, раствор полимера, вола		»	1,0	0,1	0,3	0,3	77,6	2,6  19,4
8	Раствор полимера, раствор щелочи, вода		»	0,1	0,1	0,3	0,3	94,6	
9	Раствор полимера, раствор щелочи, вода		я	0,25	0,1	0,3	0,3	88,9	13,9
10	Раствор полимера, раствор щелочи, вода		»	0,3	0,1	0,3	0,3	86,9	11,9
11	Раствор полимера, раствор щелочи, вода			1,0	0,1	0,3	0,3	81,0	6,0  17,0
12	Совместный раствор щелочи и полимера,вода		»	0,1	0,1	0	6	92,0	
13	Совместный раствор щелочи и полимера, вода "		»	0,25	0,1	0,6		91,3	16,3
14	Совместный раствор щелочи и полимера, вода ”		и	0,5	0,1	0,6		90,6	15,6
1S	Совместный раствор щелочи и полимера, вода ”		я	1,0	0,1	0,6		88,3	13,3
16	Раствор щелочи, раствор полимера, вода	»	Пластовая	0,25	0,1	0,3	0,3	84,9	9,9
17	Раствор полимера, раствор щелочи, вода	»		0,25	0,1	0,3	0,3	86,9	11,9
18	Раствор полимера, вода	Полимик ТОВЫЙ		0	0,1	0,3	0,3	52,3	
19	Раствор полимера, раствор щелочи, вода		я	0,25	0,1	0,3	0,3	58,4	
20	Раствор щелочи, раствор полимера, вода	»	я	0,25	0,1	0,3	0,3	56.0	—

Зависимости коэффициента

Рис.

Рис. 4.5. Зависимости подвижностей
фильтруюшихся жидкостей Mji от объема
закачки т (в объемах пор) в нефтенасы-
щепной пористой среде при различных
вариантах последовательной закачки
оторочек.

1 — водя; 2—раствор полимера; 3—раствор
полимера, раствор щелочи; 4 — раствор
щелочи, раствор полимера; 5 — полимер-
но-щелочной раствор

нефтевытеснения квья от объема закачки
т (в объемах пор) при различных вариан-
тах последовательной закачки оторочек.

1 — раствор полимера, раствор щелочи,
пресная вода; 2 — раствор полимера,
раствор щелочи, пластовая вода; 3 —
раствор щелочи, раствор полимера,
пластовая вода

Рис. 4.4. Зависимости коэффициента иефте-

вытеснения kBbrt от объема закачки т (в

объемах пор) для модели пласта полимик-

тового состава при различных вариантах
последовательной закачки оторочек.

1 — раствор полимера, раствор щелочи,
вода; 2 — раствор полимера, вода; 3 —
раствор щелочи, раствор полимера, вода

Рис. 4.6. Характеристики вытеснения вида
„нефтеотдача tl — безразмерное время

1 — вытеснение водой; 2 — вытеснение
оторочкой раствора полимера, водой; 3 —
вытеснение оторочками полимера и

щелочи, водой

Рис. 4.7. -Характеристики вытеснения виде
Иводонер5тяной фактор ВМФ — безразмер-
ное время т".

1 — вытеснение водой; 2 — вытеснение
оторочкой раствора полимера; 3 — вытес-
нение отсрочкой раствора полимера,
оторочкой раствора щелочи, водой

Рис. 4.8. Характеристики вытеснения вида
„накопленная добыча нефти XQ-A —
накопленная добыча жидкости £ бж"-

1 — вытеснение водой; 2 — вытеснение
оторочкой раствора полимера, водой;

3 — вытеснение оторочками полимера и
щелочи, водой

Таблица 4.3

Результаты опытов по вытеснению нефти растворами щелочей и полимера

*и неоднородной модели пласта (по Г.В. Березину)

Номер опыта	Последовательность закачки агентов	Конечный коэф- фициент нефте- вытеснения, %	Прирост коэффициента нефтевытеснения, %	
			по сравне- нию с во- дой	по сравнению с полимерным раствором

1	Вода	44,9

2	Раствор полимера, вода (0,1 %)	62,2	17,3	-

3	Раствор щелочи, раствор по-	74,4	29*5	12,2

лимера (0,1 %) вода

проницаемостями 0,01; 0,34; 1,39; 0,14; 0,62 мкм2 (это соответствует
нормальнологарифмическому закону распределения проницаемости с
коэффициентом вариации равным единице и средней проницаемостью
0,5 мкм2); толщина пласта 5 м; вязкость нефти 20 мПа  с; перепад
давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин
10 МПа; адсорбция и десорбция щелочи учитывалась заданием линей-
ной изотермы с коэффициентом Генри 1,5; адсорбция ПАВ - необрати-
мая с коэффициентом 0,5.

В результате расчетов были получены следующие выводы. В
однородном пласте закачка оторочки щелочи размером 0,3 поровых
объема увеличивает нефтеотдачу на 2,6 %, полимера - на 4,2 %, а
совместная закачка оторочек раствора щепочи и полимера - на 9 %. В
слоисто-неоднородном пласте с изолированными пропластками соот-
ветствующие приросты составляют 1,4; 2,3 и 4,9 %. Получается, что
прирост нефтеотдачи при совместной закачке раствора щелочи и
полимера выше, чем сумма приростов от применения растворов
щелочи и полимера в отдельности.

Таким образом, лабораторные, промысловые и теоретические
исследования однозначно указывают на эффективность применения
щелочио-попимерного заводнения по сравнению с методами воздейст-
вия растворами полимера и щелочи в отдельности. Однако оптималь-
ная технология применения метода щелочно-полимериого заводнения
должна обосновываться лабораторными и теоретическими исследова-
ниями в каждом отдельном случае применительно к условиям
конкретного месторождения.

4.4. ПРИМЕНЕНИЕ ЕИОПОЛИМЕРОВ ДЛЯ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

Полимеры-полиакриламиды обладают серьезными недостатками.
Наличие заметной механической, а также окислительной и биологи-
ческой деструкции полимеров и снижение эффективности процесса
при взаимодействии с высокоминерализованными водами часто не
позволяет применять полиакриламиды. Этих недостатков лишены
попимеры-полисахариды. Среди полисахаридов наиболее широкое
применение в нефтяной промышленности получил ксантан, который
производится микробиологическим путем из глюкозы при помощи
бактерий Xanthomonas campestris.

Основное назначение ксантана при заводнении, так же как и
полиакриламида, — повышение вязкости воды или гелеобразование в
порах пласта в сшитом состоянии. Как модификаторы вязкости эти
полимеры могут применяться совместно с другими химреагентами в
различных комбинациях. Применение ксантана ограничено темпера-
турой 75 °C, однако, для повышения термостабильности ксантан можно
химически модифицировать, а также использовать в сочетании с

алифатическими спиртами и карбонатами щелочно-земельных метал-
лов, увеличивая термостабильность до 125 °C. Кроме того требуется
добавка бактерицида во избежание потери вязкостных свойств вслед-
ствие бноразложения полимера.

Этот полимер слабо анионный по своей природе, но проявляет
хорошую совместимость с растворами электролитов. Водные растворы
ксантавовой смолы характеризуются большими псевдопластичными
свойствами, чем другие полисахариды. Растворы ксантановой смолы
характеризуются наиболее приемлемой зависимостью от температуры.
Ксантаиовая смопа имеет наилучшие характеристики при температу-
рах от 27 до 121 °C. Механическая деструкция данного полисахарида
практически отсутствует.

Биотехнологические методы обеспечивают возможность получе-
ния комплекса полисахаридов с самыми разнообразными физически-
ми характеристиками. Так, французская фирма ”Элф опитен” вырабо-
тала полисахарид "Склероглюкан” при помощи бактерий Sclerotium,
культивируемых на углеводном субстрате. Другой полисахарид
’’Эмульсан” в небольших объемах вырабатывается при помощи бакте-
рий Acinelobacter calcoaceticus по процессу фирмы ’’Петрофарм” (США).
Продукт обладает высокой эмульгирующей способностью для макроэ-
мульсиониого метода повышения нефтеотдачи. В СССР разработана
технология получения полисахарида под названием ’’Симусан”,
который производится на основе искусственных спиртов. Продукт
испытан в лаборатории и на месторождениях для обработки скважин.
Получен положительный эффект.

4-5. ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЯ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

Раствор полимера закачивают в нагнетательные и добывающие
скважины. В зависимости от цели проведения работ в пласты закачи-
вается от десятков до тысяч кубических метров раствора. Так, при
обработках призабойных зон скважин закачивается примерно от 5
до 20 мэ раствора на 1 м толщины ппаста. При использовании раствора
полимера для увеличения нефтеотдачи пластов в пласт закачивается
оторочка объемом до 30 % от порового объема дренируемой части
пласта. Для указанных целей применяется раствор полимера содержа-
нием в основном 0,01- 0,3 %.

Орлянский эксперимент. Первый наиболее обстоятельный
промысловый эксперимент по испытанию полимерного заводнения
для увеличения нефтеотдачи пластов был ныпопнен под руководст-
вом И. А. Швецова [48] на Орл янском месторождении, которое представ-
лено двумя куполами (Северный и Южный) и двумя пластами Аэ и А4
(табл. 4.4).

Таблица 4.4

Основные показатели пластов Аэ и А4 Орляиского месторождения		
Показатели	Пласт	
	А,	1 А-
Глубина залегания, м	960-990	1000-1050
Коллектор	Песчаник	Известняк
Толщина пласта, м	6,2	5,5
Пористость	С,27	019
Проницаемость, мкм2	1,282	0,431
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	14,03	8,54

Таблица 4Л

Основные показатели эксперимента по испытанию полимерного заводнения
для увеличения нефтеотдачи пластов

Объект	Объем отороч- ки, % от объема пор пласта	Содержа- ние поли- мера, %	Закачано  полимера-	Объем закачки, доли от запа- сов нефти
Северный купол: пласт А4	45	0,0124	2332	0.094
пласт Аэ	12	0,010	505,7	
Южный купол;  пйаст А4	11,7	0,0112	1138	0,21
пласт Аэ	24,8	0,0113	1308	

Залежь нефти в пласте А3 - пластовая, в пласте А4 - массивная
("запечатанная”). Заводнение на Южном куполе месторождения
организовано в 1964-1965 гг. Обводненность продукции скважин к
началу процесса на Южном куполе составила 38 %, а текущая нефтеот-
дача - 17,5 %. В первом ряду добывающие скважины имели обводнен-
ность около 70 %. На Северном куполе закачка раствора полимера
осуществлена в 1973-1976 гг. (табл. 4.5).

Технологическая эффективность применения полимерного завод-
нения оценивалась по характеристикам вытеснения в координатах
нефтеотдача — логарифм от накопленной добычи жидкости. Дополни-
тельная добыча нефти от применения полимерного заводнения состав-
ляет по Северному куполу 381 тыс. т, а по Южному 199 тыс. т. Удельвая
эффективность по Северному куполу составляет 1832 т нефти на 1 т
полимера 100 %-ного содержания, а по Южному - 1106 т/т [48].

Из результатов проведенного эксперимента вытекает, что наиболь-
ший технологический эффект получен при применении метода с
начала разработки (Северный купол).

Новохазинский эксперимент. Эксперимент по испытанию

полимерного заводнения на Новохазинской площади Арланского
месторождения начат в 1975 г. Основные показатели пласта и насыща-
ющих его флюидов приведены ниже.

Порода пласта................................................ Песчаник

Глубина залегания пласта, м............................. ...	1200

Коэффициент проницаемости, мкм2................................... 0,68

Толщина пласта, м............................................... 6,8-11,4

Пористость........................................................ 0,22

Вязкость пластовой нефти, мПа - с.................... .. .	19—29

Пластовая температура, ”С.......................................... 24

Плотность сетки скважин, га/скв................................... 12,1

Содержание в растворе полимера принято равным 0,05 %, а размер
оторочки составил 34 % от объема пор участка. Для закачки применяли
гелеообразный и порошкообразный полимер. На момент закачки
основного объема полимера средняя обводненность продукции сква-
жин составила 71 %.

Технологический эффект от применения данной технологии
определялся различными способами. Наиболее надежный способ
определения эффективности — использование характеристик вытесне-
ния в координатах накопленная добыча нефти - логарифм накоплен-
ной добычи жидкости. Оказалось, что удельный технологический
эффект составляет 104 т нефти на 1 т полимера. Увеличение нефтеотда-
чи за счет применения полимерного заводнения на опытном участке
превысило 4 % по сравнению с заводнением. Кроме того по добываю-
щим скважинам первого ряда от нагнетательных скважин в течение
1,5-2 лет отмечалось снижение обводненности продукции скважин на
5-15%.

Метод полимерного заводнения испытывался на месторождениях с
разлитыми геолого-физическими условиями, изменяющимися в
широком диапазоне: глубина залегания - в пределах от 600 до 2800 м,
проницаемость - от 0,15 до 1,7 мкм2, температура пласта - от 24 до
87 °C, вязкость нефти в пластовых условиях - от 1 до 75 мПа • с. На
всех участках до испытания полимерного заводнения проводилось
предварительное заводнение, что могпо отрицательно повлиять на
эффективность метода в случае сильной обводненности пласта. Отме-
тим, что один из основных критериев наиболее эффективного приме-
нения метода - значение нефтенасыщенности, которая не должна быть
ниже 70 % на начало применения метода.

Удельные значения технологического эффекта по законченным
проектам приведены ниже.

Месторождение Ромаш- Сабан- Арлане- Соснове-Каламкас Орлянс- Мыш-
кинское чинское кое кое	кое кинскос

Удельный тех- 233	235	104	159	190	1106-	42

нологхческий
эффект, т/т ...	1832

Из приведенных данных видно, что метод имеет в целом высокую
эффективность в широком диапазоне геолого-физических свойств.
Однако по опытным участкам удельный технологический эффект
сильно разнится - от 1832 до 42 т/т. Это означает, что в некоторых
случаях чисто полимерное заводнение необходимо комбинировать с
другими технологиями (ПАВы, щелочи и др.).

4.6.	КРИТЕРИИ НАИБОЛЕЕ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА

Область эффективного применения полимерного заводнения
довольно широка, однако, можно наметить следующие критерии
наиболее эффективного применения метода на основании лаборатор-
ных, теоретических и промысловых испытаний технологии.

1.	Вязкость пластовой нефти должна находиться в пределах от 3
до 125 мПа  с. Применение полимерного заводнения на месторождени-
ях с вязкостью более 100 мПа • с (вплоть до 250 мПа  с) можно также
применять. Однако при этом требуется повышенное содержание
полимера (0,1- 0,3 % и более), что может отрицательно сказаться на
экономических показателях процесса. При более низких значениях
вязкости (менее 3 мПа • с) эффективность процесса может быть также
высокой, особенно в сильно неоднородных коллекторах.

2.	Положительные результаты при испытания Полимерного завод-
нения получены при значениях проницаемостей пластов от 0,02 до
2,3 мкм2. Однако наиболее эффективные результаты получаются,
когда продуктивные ппасты представлены породами проницаемостью
0,2-1 мкм2. Породы пластов могут быть представлены песчаниками и
известняками. Правда, в карбонатных породах эффективность ниже,
чем в песчаниках вследствие высокой адсорбции полимера.

В пластах с проницаемостью ниже 0,2 мкм2 может произойти
снижение гриемистости нагнетательных скважин, приводящее к
уменьшению темпов отбора, чрезмерному увеличению сроков разра-
ботки, а также к механической деструкции полимера в призабойной
зоне. Снижение эффективности полимерного заводнения в пластах с
проницаемостью выше 1 мкм2 объясняется снижением или почти
отсутствием фактора остаточного сопротивления, а также необходи-
мостью резкого повышения концентрации полимера (что может быть
экономически нецелесообразно!).

3.	Глубина залегания пластов сама по себе не служит лимитирую-
щим фактором. Однако применение полимерного заводнения в плас-
тах глубиной меньше 600 м может привести при закачке агентов к
гидроразрыву пласта и необоснованному расходу полимера.

В пластах на больших глубинах; полимерное заводнение может не
применяться только из-за высокой температуры. Термостабильность
полимера — полиакриламида часто не превышает 60-90 °C. Биополи-

меры могут применяться и при более высоких температурах в пласте—
до 150 "С.

4.	Вода для приготовления раствора полимера должна быть прес-
ной или, в крайнем случае, слабоминерализованной (солей не более
1С-20 г/л). Оторочку раствора полимера лучше вытеснять пресной
водой. В случае закачки сточной или пластовой воды фактор остаточ-
ного сопротивления может ’’исчезнуть”, что сильно снизит эффектив-
нось закачки раствора полимера в ппаст.

5.	Как показали исследования, стадия разработки месторождения
с применением обычного заводнения перед началом применения
полимерного заводнения может быть любой. Однако наибольший
зффакт можно получить при использовании полимерного заводнения с
самого начала разработки месторождения. В этом случае получается
более высокая безводная и конечная нефтеотдача, а технологическая
и экономическая эффективность процесса резко возрастает. Примене-
ние полимерного заводнения в однородных пластах на поздней стадии
разработки при обводненностях продукции скважин выше 90-95 %
сопряжено с риском; можно получить отрицательный эффект.

6.	Объем оторочки раствора полимера зависит от степени неодно-
родности пласта и может изменяться от 7 до 33 % от объема пор дрени-
руемой части пласта. Промысловые испытания показали, что при
меньших объемах-закачки раствора полимера эффект от применения
метода может оказаться незначительным. Экономический эффект от
применения полимерного заводнения увеличивается при использова-
нии оторочек раствора полимера с концентрацией, уменьшающейся от
максимальной до нуля.

7.	Для более эффективного использования оторочки раствора
полимера и поддержания высокого уровня добычи нефти и воды
проектируются активные системы разработки: площадные, одноряд-
ные и трехрядные при внутриконтурном заводнении. Законтурная
закачка раствора полимера нежелательна ввиду непроизводительных
затрат полимера. В случае применения многорядных систем возможен
отбор раствора полимера первыми рядами добывающих скважин.
Возможен также низкий охват полимерным раствором прерывистого
по площади пласта.

Для конкретных месторождений применимость полимерного
заводнения обосновывается технико-экономическими расчетами.

S. МЕТОД МИЦЕЛЛЯРНО-ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

5.1.	ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ

Метод мицеллярно-полимерного заводнения основан на последо-
вательной закачке мицеллярного и полимерного растворов, продвига-

емых по пласту водой. Мицеллярные растворы — это особые коллоид-
ные системы, основными компонентами которых являются углеводо-
родная жидкость и вода, стабилизированные смесью масло- и водора-
створимых поверхностно-активных веществ. Эти системы, в принципе,
способны практически полностью вытеснить из пористой среда нефть
благодаря крайне низкому межфазному натяжению на границе нефть -
мицеллярный раствор. Возможность значительного увеличения нефте-
отдачи заводненных пластов за счет применения мицеллярных раство-
ров связана с тем, что вытесняющее действие не зависит от текущего
значения нефтенасыщенности пористой среда. Обладая повышенной и
регулируемой вязкостью, эти системы способствуют также увеличе-
нию охвата пластов воздействием за счет сближения значений подвиж-
ностей нефти и вытесняющего ее флюида. Закачка же полимерного,
раствора вслед за оторочкой мицеллярной композиции служит для
создания буфера, предохраняющего оторочку от вязкостного разруше-
ния проталкивающей водой.

Лабораторные исследования и промысловые испытания метода
проводятся за рубежом с начала 60-х годов. Энергетический кризис
при постоянно возраставшей вплоть до середины 80-х годов цене на
нефть послужил причиной возросшего интереса к разработке и испыта-
нию методов повышения нефтеотдачи заводненных пластов, и в том
числе технологий, использующих мицеллярные растворы. Количество
промысловых экспериментов возрастало, причем часто условия, в
которых они проводились, были более сложными, чем те, в которых
могла быть эффективно применена та или иная технология. В резуль-
тате был выяснен ряд сложных явлений, не поддающихся моделирова-
нию в лабораторных условиях. Это побудило исследователей к более
углубленному теоретическому (в том числе и при помощи математи-
ческих методов) и физико-химическому изучению процессов в направ-
лениях, подсказанных промысловыми результатами.

В нашей стране систематическое изучение метода мицеллярно-по-
димерного заводнения, имеющее целью разработку промышленной
технологии применительно к конкретным объектам, было начато во
ВНИИ в 1972—1973 гг., а в 1978-1986 гг. проведены промысловые
испытания метода на двух участках Ромашкинского нефтяного место-
рождения.

Результатами выполненных отечественных и зарубежных исследо-
ваний и опытных работ была доказана возможность извлечения при
помощи мицеллярных растворов остаточной нефти из заводненных
пластов. Во многих случаях опытно-промышлениые работы дали и
экономический эффект. В то же время перед широким внедрением
метода стоят серьезные проблемы, решение которых требует дальней-
ших исследований. К главным из них относятся: снижение затрат на
реализацию процесса, главным образом за счет удешевления применя-

емых рабочих агентов; разработка мицеллярных систем, эффективно
вытесняющих нефть в условиях повышенных температуры и минера-
лизации пластовых вод; углубление научных представлений о меха-
низме явлений, происходящих при продвижении мицеллярных и
полимерных систем в реальной нефтеводонасыщенной пористой среде;
совершенствование методов проектирования, контроля и регулирова-
ния процесса.

5.2.	СОСТАВ И ОСНОВНЫЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
МИЦЕЛЛЯРНЫХ РАСТВОРОВ

Под термином ’’мицеллярные растворы” (или, иначе, ’’мицелляр-
ные системы”, ’’микроэмульсии”) понимают высокодисперсные колло-
идные композиции, устойчивые в определенном диапазоне условий.
Их компонентами являются основные и вспомогательные поверхност-
но-активные вещества (ПАВ), вода (раствор электролитов) и углево-
дородная жидкость, содержание которых в общем случае может
изменяться в широких пределах (%): основные ПАВ - от 4 до 15;
вспомогательные ПАВ - от 0,01 до 20; углеводород - от 2 до 80; вода -
от 10 до 95. Ввиду того, что для воздействия на пласты даже неболь-
шой нефтяной залежи требуются огромные объемы нефтевытесняющего
агента, сопоставимые с объемом порового пространства ее пластов, по
экономическим соображениям мицеллярные растворы не должны быть
слишком дорогостоящими. В этой связи разработаны композиции,
содержащие более 90 % водного компонента при соответствующем
снижении доли, приходящейся на смесь ПаВ и углеводородов.

В качестве основного ПАВ для приготовления мицеллярных
растворов в общем-случае можно использовать вещества различных
типов и классов. Однако до настоящего времени наибольшее приме-
нение для этой цели нашли анионактивные ПАВ - сульфонаты. Они
позволяют получать при относительно невысоких их содержаниях (до
5-7 %) системы с необходимыми свойствами в известном диапазоне
условий, сульфонаты выгодно отличаются своей относительно невысо-
кой стоимостью и возможностью производства в количествах, необхо-
димых для воздействия на нефтеносные пласты (сотни тысяч тони в
год). В зависимости от типа углеводородного сырья, подвергаемого
сульфированию, различают нефтяные и синтетические сульфонаты.

Нефтяные сульфонаты, молекулярная масса которых изменяется
в широком диапазоне, получают сульфированием либо определенных
фракций нефти, либо отдельных ароматических продуктов, например,
масляных экстрактов или газойля. Синтетические сульфонаты обычно
представляют собой синтетические алкил- или алкилариловые суль-
фонаты с более узким молекулярно-массовым распределением.

Растворимость сульфонатов в воде или нефти, так же как и меж-
фазное натяжение получаемых на их основе мицеллярных растворов
на границе с водной и углеводородной фазами (или смесимость с
ними), зависит, главным образом, от значения их средней эквивалент-
ной молекулярной массы. Низкомолекулярные сульфонаты раствори-
мы предпочтительно в воде, высокомолекулярные - в углеводороде.
Средняя эквивалентная молекулярная масса сульфонатов, использу-
емых для приготовления среднефазных мицеллярных систем, находят-
ся в пределах от 420 до 455.

По фазовому состоянию на контакте с пластовыми жидкостями
мицеллярные растворы могут относиться к трем типам систем, содер-
жащих ПАВ (классификация Винзора).

1 тип - водные (или нижнефаэные) мицеллярные растворы, имею-
щие границу раздела на контакте с находящейся с ними в равновесном
состоянии избыточной углеводородной фазой.

П тип - углеводородные или верхнефазные мицеллярные раство-
ры, равновесные с избыточной водной фазой.

Ш тип - среднефазные композиции, не смешивающиеся ни с
водой, ии с углеводородом, при избытке которых существуют в само-
стоятельном виде и занимают в соответствии с плотностью промежу-
точное положение (рис. 5.1).

Образование мицеллярной системы того или иного типа зависит, в
первую очередь, от свойств нефти, типа и свойств используемых ПАВ,
а также от таких параметров, как соленость воды и температура. В
пласте непосредственно в процессе вытеснения нефти на фазовое
состояние системы влияетминеральный состав породы-коллектора.

Наиболее важное свойство мицеллярных растворов как агентов
для повышения нефтеотдачи пластов - величина межфазного натяже-
ния на границах с нефтью и водой- Она может в общем случае прини-

мать значения от величин, характерных для контакта нефть-вода без
поверхностно-активных добавок (порядка 20-30 мН/м) до нулевого,
при котором межфазной границы не существует, и контактирующие
жидкости смешиваются между собой.

Стремление добиться максимальной эффективности вытеснения
нефти за счет снижения межфазного натяжения первоначально приве-
ло к рассмотрению мицеллярных растворов как агентов, вытесняющих
нефть в режиме смешивания. Однако по мере развития исследований
механизма процессов, происходящих при вытеснении нефти из нефте-
водонасыщенной пористой среды стало ясно, что при закачке относи-
тельно небольшой порции (из-за высокой стоимости используемых
агентов) мицеллярного раствора добиться длительного сохранения
высоких нефтевытесняющих свойств можно лишь при отсутствии его
смешивания с пластовыми жидкостями. Иначе говоря, мицеллярный
раствор должен существовать в пористой среде в виде самостоятель-
ной жидкой фазы (III типа по Винзору), имеющей крайне низкое
межфазное натяжение на границе как с нефтью, так и с водой (Л.В. Лю-
тин, Р. Хили и Р. Рид). Последнее свойство мицеллярного раствора
связано с особенностью его применения в виде оторочки, продвигае-
мой загущенной водой (в противном случае оторочка быстро рассея-
лась бы в ппасте в виде остаточной насыщенности мицеллярным
раствором).

Действительно, с точки зрения полноты вытеснения нефти, наи-
большей эффективностью должны были бы обладать углеводородные
системы, смешивающиеся с нефтью (II тип) Но, во-первых, смешива-
ние неизбежно приводило бы к переходу ПАВ в нефть, снижению их
концентрации в системе и, в итоге, к потере ею требуемых свойств.
Во-вторых, наличие межфазного натяжения между такими мицелляр-
ными растворами и водой послужило бы предпосылкой дяя неполного
вытеснения самой оторочки буферной жидкостью на водной основе
продвигающей ее по пласту. Системы же I типа, смешивающиеся с
водой, хорошо вытеснялись бы буферной жидкостью, но имели бы
относительно худшую нефтевытесняющую способность, а главное -
теряли бы поверхностно-активные компоненты из-за их перехода в
воду.

Таким образом, с точки зрения вытеснения из пористой среды,
определяющим является большее по величине из двух межфазных
натяжений мицеллярного раствора - на границах с водой или нефтью.
Его называют критическим. Очевидно, что чем ниже критическое
межфазное натяжение, тем выше эффективность процесса. Для полно-
го вытеснения остаточной нефти из пласта необходимо, чтобы оно не
превышало сотых долей мН/м.

С величиной межфазного натяжения непосредственно связана
такая характеристика мицеллярного раствора, как параметр солюби-

лизации или относительное количество удерживаемой в системе
жидкой фазы (воды или углеводорода), приходящееся на единицу
содержащегося в нем ПАВ (Р. Хили, Р. Рид и О. Стенмарк). Например
чем ниже межфазное натяжение системы с водой, тем выше параметр
солюбилизации воды и тем более гидрофильна система.

Наиболее эффективные, с точки зрения вытеснения нефти, компо-
зиции Ill типа имеют примерно равные, крайне низкие межфазные
натяжения и, соответственно, близкие по величине параметры солю-
билизации воды и углеводородных жидкостей.

Регулировать межфазные натяжения мицеллярных растворов и
содержание в них водного или углеводородного компонента и соответ-
ственно влиять на их устойчивость в присутствии избытка воды и
углеводородной жидкости можно, изменяя состав и количество
используемых ПАВ и солености воды. В частности, мицеллярные
растворы на основе ПАВ сульфонатного типа (наиболее изученные и
испытанные в многочисленных лабораторных и промысловых экспе-
риментах) проявляют свойства систем 1 типа при относительно низкой
эквивалентной молекулярной массе сульфоната. Возрастание молеку-
лярной массы ПАВ вызывает переход к системам III и далее — II типа,
все более липофильным. Образование устойчивых в данных условиях
среднефазных систем III типа возможно лишь при условии тщательного
подбора средней эквивалентной молекулярной массы, а также моле-
кулярно-массового распределения сульфонатов. Введением в систему
небольших количеств вспомогательных ПАВ низших спиртов (этило-
вого, пролилового, изопропилового, изобутилового) также можно
влиять на удерживание в ней воды и углеводородной жидкости и,
соответственно, на величины межфазных натяжений. Водораствори-
мые спирты способствуют гидрофилизации системы, влияние маслора-
створимых противоположно.

Большое влияние на изменение фазового состояния мицеллярных
растворов оказывает общая минерализация воды (концентрация
хлористого натрия) и особенно содержание в ней ионов двухвалентных
металлов (кальция, магния).. При низкой минерализации растворы
преимущественно гидрофильны и имеют относительно высокое меж-
фазное натяжение с нефтью (1 тип). Повышение концентрации хлорис-
того натрия приводит к снижению количества удерживаемой воды в
системе и повышению ее ’’сродства” с нефтью. Оптимальное содержа-
ние поваренной соли (оптимальная соленость), при котором образуют-
ся устойчивые системы III типа, имеющие минимальные и равные по
величине межфазные натяжения как с водой, так и с нефтью, находит-
ся в пределах от 0,8 до 1,5 %. Любой данный мицеллярный раствор
может быть эффективен лишь в довольно узком диапазоне минерали-
зации, вблизи оптимального значения.

Экспериментально установлено, что наиболее полно остаточную

Рис. 5.2. Зависимости межфазного
натяжения с водой (оиЕ) и нефтью
<ОМН) и эффективности вытеснения
остаточной нефти, оторочками
микрсамуяьсий на основе сульфона-
тов (по Р- Хили u Р. Риду) от соле-
ности (С)-

зН0 — остаточная нефтенасыщенность
после вытеснения микроэмульсией

нефть из заводненных предварительно моделей пористой среды вытес-
няют мицеллярные системы П1 типа, образующиеся при солености
воды как в модели, так и в самой системе, близкой к оптимальной
(рис- 5.2). Таким образом, величина солености, оптимальная с точки
зрения фазового состояния мицеллярного раствора, оптимальна и для
обеспечения наибольшего нефтевытеснения при помощи оторочки
этого раствора. Значение оптимальной солености неодинаково при
использовании сульфонатов с различной молекулярной структурой. В
частности, оно снижается при увеличении длины алкильной цепи
сульфоната.

Присутствие в воде ионов кальция и магния содержанием более
0,05-0,5 % нарушает однородность мицеллярного раствора, приводит к
выделению водной фазы, резкому возрастанию межфазного натяже-
ния. Основное количество ПАВ переходит в углеводородную фазу, и
мицеллярный раствор превращается в вязкую малоподвижную эмуль-
сию. Это связано с образованием кальциевой формы сульфонатов из
первоначальной натриевой. Важно, что подобное негативное по сути
превращение сульфонатов может произойти при их взаимодействии с
двухвалентными нонами, присутствующими как в водной фазе, так и
в ионообменном комплексе породы-коллектора. Это характерно для
пластов песчаника с карбонатным цементом и, особенно, для карбонат-
ных коллекторов, в которых применение сульфонатных мицеллярных
систем неэффективно.

Помимо указанных факторов, на изменение фазового состояния
мицеллярных растворов влияет температура. В частности, системы на
основе ПАВ сульфонатного типа при повышении температуры стано-
вятся более гидрофильными.

Часто при исследовании фазового состояния мицеллярных систем
используют тройные (псевдотрехфазные) диаграммы, три вершины
которых представляют: воду (раствор электролита), углеводород и
смесь ПАВ (основного и вспомогательного, взятых в определенном
соотношении). Такие диаграммы дают представление о количестве
жидких фаз (одна, две или три), формирующихся при данном соотно-
шении исходных компонентов и тех областях составов, при котором
существуют одна, две или три фазы. К их недостаткам следует отнести
невозможность на основе тройных диаграмм определить состав каж-
дой фазы в многофазной области (например мицеллярной системы и
равновесных с ней воды или углеводорода).

На рис. 5.3 приведена диаграмма с тремя псевдокомпонентами
ПАВ (+ спирт) - 5, нефть - О и вода (раствор электролита) - В. При
высоких концентрациях ПАВ наблюдается однофазная система, т.е. все
компоненты смесимы и образуют так называемую микроэмульсию. По
экономическим соображениям концентрация ПАВ ограничена, как
показано штриховой линией. Процесс вытеснения нефти, даже прохо-
дящий вначале в смешивающемся режиме, неизбежно, вследствие
разбавления и потерь ПАВ системы, переходит в многофазную область,
где смесимость утрачивается, а эффективность зависит от величины
межфазного натяжения. Точками на рис. 5.3 отмечены те типы вытес-
няющих агентов, которые характерны для наиболее известных в
зарубежной практике модификаций мицеллярно-полимерного завод-
нения.

На рис. 5.4 приведены примеры диаграмм, отвечающих различным
фазовым режимам в многофазной области (с классификацией Нельсона
и Поупа, 1978). Оптимальные условия вытеснения нефти существуют
при формировании систем III типа, т.е. содержащих среднефазную
микроэмульсию, равновесную с избытком воды и нефти. Система
оптимальна, если основное количество ПАВ находится в средней фазе,
солюбилизация воды и нефти этой фазой велика, межфазные натяже-
ния между средней фазой и водой и нефтью малы и равны по величине.
В таком состоянии, кроме того, вязкость среднефазной микроэмульсии
и потери ПАВ из-за адсорбции минимальны.

Основные параметры, определяющие фазовые переходы в рассмат-
риваемых системах также приведены на рис 5.4 Как уже отмечалось, с
практической точки зрения наиболее существенна из них соленость.
Тип систем, обозначаемый 11*, нежелателен, так как для него харак-
терны большие потери ПАВ из-за удерживания микроэмульсионной
фазы в пористой среде.

Рис. 5.3. Трехфазная диаграмма составов, содержа-
щих водный (В), углеводородный (О) и активный
(ПАВ и содетергент) компоненты (Кессель [55]).
1 м 2 — одно- и многофазная области соответственно;
составы агентов, применяющихся для мицеллярно-
полимерного заводнения: L — водный раствор ПАВ
низкой концентрации; Н — система с относительно
высокой концентрацией ПАВ (смешивающееся
вытеснение типа „Марафлад" фирмы «Маратон
Ойл*); М — несмешивающееся микроэмульсионное
заводнение; U — «растворимая нефть" фирмы «Юни-
он Ойл" (процесс „Юиифлад")

Рис. 5.4. Диаграммы изменения фазового состояния гкевдотрехкампонентных систем.

содержащих ПАВ (S), воду (В) и углеводород (О) (Кессела [55]).

IT, II', 111 — типы систем по Нельсону и Поупу; I, 2, 3 — области существования одной.

двух и трех фаз соответственно; МЭ — микроэмульсия; фазовые переходы в направлении
1Г - Ш-* IT происходят при: 1) увеличении солености, концентрации ПАВ и содетерсента;

2) уменьшении температуры и длины алкильной цепи в молекуле ПАВ

Рис. 5.5. Диаграмма требуемой солености (Кессел»
[55]).

С — соленость; СПАВ— концентрация ПАВ;fe~
средняя соленость в оптимальной области; П . 1Г,
III—типы систем по Нельсону и Поупу

На рис 5.5 показано, что закачиваемый состав превратится в пласте
в систему, отвечающую области 1Г, если при постоянной солености
будет снижаться концентрация ПАВ из-за разбавления и удерживания.
Для подавления этого нежелательного явления была разработана
концепция отрицательного градиента солености, согласно которой
соленость в оторочках, следующих за микроэмульсионной, лоследова-

тельно снижается по отношению к солености в микроэмульсии, что-
позволяет постоянно удерживать ее состав в области оптимальной
солености. График, приведенный на рис. 5.5, называется ’’диаграммой
требуемой солености’’Она позволяет описывать изменение фазового
состояния оторочки на ее передней и задней границах в процессе
вытеснения пластовых жидкостей.

Второе важное свойство мицеллярных растворов - вязкость.
Благодаря повышенной по сравнению с водой вязкости и, соответст-
венно, меньшей подвижности, они могут обеспечивать больший охват
ппастов. При этом важно, что регулировать их вязкость можно коррек-
тировкой. Большинство мицеллярных растворов, исследованных как
агенты для повышения нефтеотдачи, имёют постоянную эффективную
вязкость от единицы до десятков миллипаскалей в секунду в -широ-
ком диапазоне скоростей сдвига, близким к пластовым. В то же
время некоторые из них проявляют неньютоновский характер. В
каждом конкретном случае значение вязкости раствора задается
исходя из условия устойчивого вытеснения пластовых жидкостей, что
будет подробнее рассмотрено в дальнейшем. Так же как и фазовое
состояние, вязкость мицеллярных растворов зависит от типа углеводо-
родной жидкости,количества и солевого состава водной фазы, состава
и количества используемых ПАВ и других компонентов, температуры.

Для придания вытесняющей оторочке необходимой вязкости в
состав композиций может'добавляться полимерный загуститель.. Ми-
целлярные системы обладают хорошей совместимостью с полимерами
(обычно частично гидролизованные полиакриламиды, полисахариды и
т.п.) в широком диапазоне составов и физико-химических условий
[62]. Однако при значениях солености выше некоторой критической
величины (критическая соленость) системы, содержащие композицию
ПАВ и полимера, разделяются на две фазы, обогащенные соответствен-
но ПАВ и полимером. Характерно, что для каждой данной системы
критическая соленость увеличивается или уменьшается в том же
направлении, что и оптимальная соленость. Величина критической
солености практически не зависит от концентрации ПАВ и полимера. В
случае анионактивных ПАВ (сульфонатов) критическая соленость
увеличивается с ростом температуры.

.Вообще же присутствие полимерного загустителя не вносит суще-
ственных изменении в фазовом состоянии систем вода (раствор элек-
тролитов) — смесь ПАВ — углеводород. Наблюдаетси лишь некоторое
смещение границ существования трехфазной области по концентрации
электролита.

Таким образом, в каждом случае при определении технологии
воздействия на тот или иной нефтяной пласт необходима разработка
такой мицеллярной композиции, которая имела бы необходимый
уровень вязкости и не растворялась в контактирующих с нею жидкос-

тях, обладала бы возможно более низкими (порядка сотых - тысяч-
ных допей миллиньютона на метр) межфазными натяжениями на
границе с ними. Решение этой задачи представляет значительные
трудности как научного, так и практического характера и осуществи-
мо, на сегодняшний день, лишь для ограниченного диапазона пласто-
вых условий.

5.3.	МЕХАНИЗМ МИЦЕЛЛЯРНО-ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

5.3.1.	Общие представления

Дж. Дэвис и С. Джоунс механизм мицеллярно-полимерного завод-
нения упрощенно представили следующим образом. Продвижение
оторочки мицеллярного раствора, сопровождаемой буферной отороч-
кой раствора полимера, в нефтеводонасыщенной пористой среде
приводит к образованию следующих характерных зон (рис. 5.6). В
направлении, противоположном течению, это: ’’невозмущениая” зона,
где продолжается процесс фильтрации, предшествовавший закачке
мицеллярного раствора (в заводненном пласте движется вода в при-
сутствии остаточной нефти, а в незаводненном - нефть при связанной
водонасыщенности); зона вытесняемых оторочкой воды и нефти при
характерной нефтенасыщениости (водонефтяной вал); оторочка мицел-
лярного раствора; буферная оторочка, движущаяся в пористой среде,
отмытой от первоначально насыщавших ее воды и нефти; зона одно-

Рис. 5.6. Схемы механизме мииел-

лярно-палимерного заводнения.

а — заводненный пласт с остаточной

нефтью (исходное состояние);

случаи, когда мицеллярный
раствор: б — полностью вытесняет
нефть и воду; в — неполностью вы-

тесняет нефть; г — неполностью
вытесняет воду; 5 — шкала насы-
щенностей; V — направление
фильтрации; В — вода; Н — нефть;
ОН — остаточная нефть; МР — ми-
целлярный раствор; ВО — буферная

оторочка

фазной фильтрации закачиваемой воды, продвигакмцей оторочки
рабочих агентов и вытесняемые пластовые жидкости (су. рис. 5.6, б).

Подобная картина наблюдается при выполнении некоторых сущест-
венных условий, нарушение каждого из которых приводит к ее
более или менее значительным искажениям. Так, предполагается, что
ппаст однороден по коллекторским свойствам, фильтрация - линей-
ная или радиальная. Мицеллярный раствор обладает достаточно
низкими, обеспечивающими полное вытеснение межфазными натяже-
ниями с водой и нефтью и необходимой вязкостью. Помимо этого его
сиойства неизменны, а оторочка мицеллярного раствора имеет объем,
достаточный для ее сохранения с момента закачки в пласт до заверше-
ния процесса. Вытеснение мицеллярного раствора буферной оторочкой
полисе и устойчивое с точки зрения соотношения подвижностей.-

В случае, если по той или иной причине межфазное натяжение
мицеллярного раствора недостаточно низкое для полного вытеснения
нефти, часть ее остается ’’безвозвратно” удержанной в пласте (см. рис.
5.6, е). Более сложная картина наблюдается, если недостаточно низко
натяжение с вытесняемой водой. В этом случае она частично вытесня-
ется оторочкой мицеллярного раствора, а частично остается в пористой
среде до подхода фронта буферной оторочки, где в силу смесимости
вытеснение воды полное. Это приводит к формированию перед фрон-
том буферной оторочки вторичного вала вытесняемой воды, объем
которого возрастает по мере развития процесса (см. рис. 5.6, г). Соотно-
шения насыщенностей жидкостями в зонах совместной фильтрации и
текущие положения фронтов той или иной зоны определяются подвиж-
ностями жидкостей, исходной нефтеводонасыщениостыо и полнотой
вытеснения.

Обычно буферную оторочку составляют из последовательных
порций полимерного раствора со ступенчато-убывающей к тыльной
части концентрацией. Это обеспечивает плавный переход от понижен-
ной подвижности вблизи границы мицеллярный раствор - буферная
жидкость к подвижности воды, позволяет экономить полимер-загусти-
тель и поддерживать темп разработки на более высоком уровне по
сравнению со случаем, если бы полимерная оторочка имела постоян-
ную концентрацию.

В некоторых случаях для обеспечения оптимального фазового
состояния мицеллярного раствора перед ним закачивают предвари-
тельную оторочку водного раствора, включающего необходимые
добавки. Такой прием может оказаться в определенных условиях
полезным, если состав воды, использовавшейся для ’’обычного”
заводнения перед применением мицеллярного раствора, отличен от
того, который оптимален для эффективного применения раствора.

5.3.2.	Изучение механизма мицеллярно-полимерного заводнения
при помощи метода радиактивных индикаторов

Методика экспериментальных исследований. Движе-
ние вытесняемых и закачиваемых жидкостей при мицеллярно-поли-
мерном заводнении было изучено во ВНИИ с использованием метода
радиоактивных индикаторов. Опыты были проведены на эксперимен-
тальной установке, снабженной специальным комплектом радиацион-
ной и измерительной аппаратуры. Их суть заключалась в прослежива-
нии подлинв1 линейных моделей пористой среды за изменениями
насыщенности той или иной рабочей жидкостью, помеченной радиоак-
тивным индикатором.

В качестве индикатора использовали источник гамма-излучения -
изотоп иода I131 , причем для воды он применялся в форме йодистого
натрия, а для нефти - иод-бензола. Применение данных соединений
исключало адсорбцию индикатора в ходе экспериментов, что гаранти-
ровало устранение искажающего влияния этого явления на результаты
измерений. Входящий в комплект аппаратуры датчик давал возмож-
ность измерять интенсивность потока гамма-излучения меченой
жидкости в узком интервале длины модели - на отрезке длиной 10-12
мм. Интенсивность потока гамма-излучения, проникающего сквозь
стенки модели, линейно связана с насыщенностью пористой среды
меченой жидкостью в месте измерения. Датчик прибора мог легко
перемещаться вдоль модели, что позволяло прослеживать изменения
в распределении насыщенностей пористой среды в ходе опытов.
Точность определения насыщенностей, обеспечиваемая аппаратурой,
составляла 1-1,5 % от измеряемой величины.

Мицеллярный раствор - среднефазная система на основе нефтя-
ных сульфонатов — имел межфазное натяжение с водой и нефтью не
выше 0,05 мН/м и вязкость 18 мПа • с. В качестве загустителя буфер-
ной оторочки использовали частично гидролизованный полиакрила-
мид. Пористая среда была представлена высокопроницаемым кварце-
вым песком. Основные характеристики экспериментов приведены
в табл. 5.1.

Последовательность закачки рабочих жидкостей и их составы
воспроизводили технологию мицеллярно-полимерного заводнения -
оторочки мицеллярного раствора сопровождались буферными отороч-
ками раствора полиакриламида, вязкость последних ступенчато
снижалась от головной к тыльной части. Опыты велись при постоян-
ных перепадах давления, обеспечивающих скорости фильтрации,
близкие к пластовым (от 0,5 до 3 м/сут).

Вытеснение остаточной нефти. В ходе опыта 1 индикато-
ром была помечена нефть. К началу подачи в модель нефтевытесняю-
щей композиции объем закачки воды достиг 1,23 объема пор.

Таблица 5.1

Характеристика отлов 1,2 и 3

Показатели	Номер опыта	
	‘ 1 2 1	3

Размеры модели, см:			
длина	380	380	210
диаметр	3	3	1,3
Нефть	Краснодарская*		Ромаш-
			кинская*
Вязкость нефти, мПа• с	7,3  1 %-ный	7,1	7,7
Вода		раствор хлористого	
		натрия	
Вязкость (мПа - с)/сбъем (% от объема пор) рабо- чих агентов мицеллярно-подимерного заводне- ния:	18,2/21	18,2/7	18/10
мицеллярный раствор буферная жидкость			
I ступень (Б1)	7,2/15,4-	7,7/11,2	21,7/7,4
II ступень (Б11)	4,2/15,6	4,2/12,6	18,7/8,6*
III ступень (БШ)	2,2/22	2,2/18,1*	11,4/15,1
IV ступень (BIV)	—	—	5,8/10,5
V ступень (EV)	—	—	2,5/10,1
Скорость фильтрации при мицеплярно-полимер- ном заводнении, м/сут	2-3	1,5-2	0,5-1

* Жидкости, содержащие радиоактивную метку.

Средняя остаточная нефтенасыщенность составляла 0,27, а коэф-
фициент вытеснения нефти — 67 %.

Оторочка мицеллярного раствора в ходе опыта практически
полностью вытесняла остаточную нефть. Характер вытеснения благо-
даря малым размерам зоны переходной насыщенности на фронте
оторочки приближался к поршневому (рис. 5.7, в). В той части образца,
куда еще не подошел вал вытесняемой нефти, фильтровалась вода и
небольшое количество нефти согласно механизму обычного заводне-
ния. Доля нефти в отбираемой жидкости составляла до прорыва вала
0,02- 0,08. В начале продвижения оторочки мицеллярного раствора по
пласту нефтенасыщенность в эоне водонефтяного вала возрастала с
расстоянием (см. рис. 5.7, о, кривые 2-6).

Перерывы в закачке, когда модель на различное время оставалась
в покое, приводили к нарушению закономерного формирования
водонефтяного вала. Сопоставление кривых 3-4 и 7-8 на рис. 5.7, а
позволяет отметить перераспределение насыщенностей в зоне вала,
150

a

Рис. 5.7. Схемы вытеснения остаточной нефти оторочкой мицеллярного раствора.

sH — нефтенасыщенность; L — длина

а — опыт 1 (распределения сняты после закачки (доли от объема nop)): 1 — 0 (остаточная
нефтенасыщенность); 2 — 0,10; 3 — 0,213; 4 — то же, через 16 ч; 5 — 0,289; б — 0,365; 7 — 0,519,
8 - то же, через 67 ч; 9 — 0,577; б - опыт 2 (распределения сняты после закачки (доли от

объема пор)): 1 — 0 (остаточная нефтенасыщенность); 2 — 0,07; 3 — 0,16; 4 — 0,302; 5 — 0,467;

6-0,65

обусловленные капиллярным вторжением воды из ’’невозмущенной”,
обводненной части модели,- которое происходило во время пауз в
закачке, т.е. наблюдалась пропитка водой интервала модели с повы-
шенной нефтенасыщенностью, направления против фильтрационного
потока. При этом сохранялась четкая граница мицеллярный раствор -
водонефтяной вал, где вследствие исчезающе низкого межфазного
натяжения капиллярные эффекты не проявлялись. После возобновле-
ния закачки вал нефти формировался вновь. К моменту закачки около
одного порового объема рабочих агентов остаточная нефть была
полностью вытеснена из модели.

Опыт 2, бывший, в основном, повторением первого, провели без
пауз в закачке, что позволило более четко проследить динамику
формирования вала нефти, вытесняемой оторочкой (рис. 5.7, б). Ре-
зультаты опыта показали, что нефтенасыщенность в вале вначале
возрастала с пройденным расстоянием (кривые 2-5), а затем, достиг-
нув максимальной величины (около 0,6), стабилизировалась. Дальней-
шее накопление нефти в вале сопровождалось лишь увеличением его
длины вплоть до подхода фронта вала к выходному торцу модели.

Обратимся к тому факту, что в зоне водонефтяного вала одновре-
менно фильтруются две несмешивающиеся жидкости — вода и нефть, а
водонасыщениостъ заметно превышает насыщенность связанной водой,

насыщенность сиязанной водой заметно превышает (в опытах 1 и 2
водонасыщеииость в зоне вала составила 0,4, а насыщенность связан-
ной водой после промывки моделей нефтью - от 0,17 до 0,19). Не
приводит ли присутствие в поровом пространстве значительного
количества водной фазы к капиллярному удерживанию части нефти в
зоне вала вплоть до подхода мицеллярного раствора? Или остаточная
нефть полностью вытесняется на передней границе водонефтяного
вала в режиме смешивания?

Для ответа на эти вопросы по специальной методике был постав-
лен опыт 3. Стеклянная оправка, заполненная кварцевым песком, на
половине длины имела дополнительный штуцер. С его помощью после
создания в модели по обычной методике остаточной нефтенасыщен-
ности через выходную половину модели профильтровали нефть,
помеченную радиоактивным индикатором. Затем провели повторное
заводнение, в результате которого вновь достигли остаточной нефте-
насыщенности, причем во входной половине модели защемленная
нефть была обычной, а начиная с середины - меченой. Таким образом,
при последующем мицеллярно-полимерном заводнении модели по
характеру вовлечения неподвижной меченой нефти в процесс филь-
трации можно было судить о том, происходит ли полное вытеснение
остаточной нефти при подходе фронта водонефтяного вала или нефть,
хотя бы частично, остается неподвижной вплоть до приближения
фронта оторочки мицеллярного раствора.

Закачанная в ходе опыта 3 в модель оторочка вытесняла остаточ-
ную нефть и формировала водонефтяной вал'во входной половине
модели, что наблюдали визуально благодаря прозрачности стенок
оправки. Водонефтяной вал, продвигавшийся по модели по мере
нарастания объема закачки, достиг дополнительного штуцера (точка
ЮЗ см) или границы меченой остаточной нефти в момент, когда зака-
чали всего 28 % объема пор рабочих жидкостей. При этом фронт отороч-
ки прошел лишь 60 см от входного торца модели, т.е. находился более,
чем в 40 см от границы меченой нефти. Как следует из наблюдавшейся
динамики нефтенасыщенност (рис. 5.8), прй дальнейшей закачке
остаточная нефть вытеснялась в выходной части образца сформировав-
шимся ранее валом, причем изображенная в координатах s„ — L
тыльная граница вапа меченой нефти представляла собой плавную
линию (кривые 2-5), увеличивающую свой наклон в ходе опыта
подобно развитию зоны смеси в процессе смешивающегося вытесне-
ния. Вал немеченой нефти служил своеобразным буфером, разделяв-
шим оторочку и меченую нефть, причем его длина 1 в процессе филь-
трации практически не изменялась. При различных объемах закачки
эту длину определяли из соотношения; I	в~х, гдеЬ1/25н в - ко-

ордината фронта движения меченой нефти или полученная экспери-
ментально координата тыльной границы вала меченой нефти с насы-

Кривая|	Объем закачки, доли объема гор	I X. сы	Нг	1
	0	Остаточная нефть		
2	0,318	65,5	113,5	48.0
3	0,400	82,5	130,0	47,5
	0,505	104,0	151,0	47,8
5	0,605	124,5	173,0	48,5

щенностью 1/25нв;х рассчитывали по формуле* = У3лк№т) и контро-
лировали визуально.

Результаты опыта 3 позволили сделать вывод о том, что при мнцел-
лярно-полимерном заводнении вся остаточная нефть вытесняется в
режиме смешивания на переднем фронте водонефтяного нала, не
оставляя неподвижной нефтяной фазы до подхода оторочки мицел-
лярного раствора. Это означает, что в любой точке зоны водонефтяно-
го вала вся нефть фильтруется с одинаковой истинной скоростью.
Данный механизм имеет существенное отличие от смешивающегося
вытеснения нефти растворителем; нефтенасыщениость в вале ниже,
чем при смешивающемся вытеснении, так как при мицеллярно-поли-
мериом заводнении вместе с нефтью движется и вытесняемая полно-
стью вода. Отсутствие в зоне водонефтяного вала неподвижной жид-
кой фазы означает, что оторочка мицеллярного раствора при продви-
жении по однородному ппасту контактирует с ограниченным количе-
ством вытесняемых жидкостей, находящихся вблизи фронта оторочки
и не вступает в контакт с новыми их порциями, что благоприятствует
более длительному сохранению ее свойств.

Фильтрация буферных оторочек. Учитывая важную роль,
которую играют буферные оторочки в мицеллярно-полимерном завод-
нении, в опытах 1 и 2 с применением метода радиометрии исследовали
характер фильтрации и взаимодействия последовательно закачанных

в модели порций раствора полиакриламида, которые составляли
ступенчатые буферные оторочки. Услоиия двух опытов были близки-
ми (см. табл. 5.1), но в опыте 1 была помечена индикатором первая (Б1),
а в опыте 2 - третья, последняя ступень буферной оторочки (БШ).

Наблюдения за движением ступеней буферной оторочки показали
их интенсивное разрушение в результате закачки последующих, менее

Рис. 5.9. Схема продвижения первой ступени буферной оторочки Б! по модели пласта в
ходе опыта 1.

Распределения сняты после суммарной закачки жидкостей (доли от объема пор): о — 0,213
(оторочка мицеллярного раствора—МР); 6—0,365; в — 0,519; г — 0,577; д — 0,742; е — 0,875;
s — насыщенность; L — длина; Я — нефть; вертикальными пунктирными линиями отмечены

положения границ эон фильтрации, рассчитанные при допущении полного псршневсго

вытеснения

вязких порций раствора полимера и воды. Насыщенности раствором
полимера данной вязкости в каждом опыте достигали единицы (что
соответствовало полному насыщению по модели на рассматриваемом
участке) лишь в момент его закачки и вблизи входного сечения
модели. По мере дальнейшего продвижения раствора по модели при
закачке более подвижных жидкостей насыщенность заметно снижа-
лась (рис. 5.9). Так, после прохождения каждой ступенью половины
длины модели соответствующие насыщенности не превышали: для Б]
- 0,5; для Б III - 0,4. Одновременно наблюдалось расстягивание границ
раздела меченых порций раствора полимера с немеченой жидкостью.

жидкостью.

Таким образом, последовательное вытеснение ступеней буферной
оторочки имело неустойчивый характер, обусловленный неблагопри-
ятным соотношением вязкостей, из-за чего возникал» опасность
разрушения оторочки мицеллярного раствора прорывающимися мало-
вязкими ступенями и водой. Это было отмечено, в частности, в опыте
2. Контрольные замеры вязкости водной фазы, выходившей из модели
после водонефтяного вала в ходе этого опыта, подтвердили наличие
перемешивания закачанных порций полимерного раствора в процессе
фильтрации. Так, если приготовленные к опыту растворы имели
вязкости соответственно 7,7; 4,2 и 2,2 мПа • с, то вязкость выходящей
из модели водной фазы не превышала 3,2 мПа • с в пике и затем долгое
время оставалась на уровне 1,5-1,2 мПа • с.

Более благоприятный характер взаимодействия мог получиться,
как известно, при составлении буферных оторочек того же объема из
большего числа ступеней при соответствующем снижении отношения
вязкостей на их границах. Это было подтверждено в ходе опыта 3,
когда буфер состоял не из трех, как ранее, а из пяти ступеней при
отношениях вязкости от 1,2:1 в головной до 2,5:1 в тыльной части (см.
табл 5.1). Зона намеченной индикатором второй ступени долгое
время характеризовалась насыщенностью, равной единице, и крутыми
границами. Лишь после прохождения ею половины длины модели
пласта началось постепенное снижение насыщенности вследствие
перемешивания меченой жидкости данной ступени с окружавшими ее,
не имевшими индикатора.

5.3.3.	Анализ механизма формирования и фильтрации
водонефтяного вала

Обработка экспериментальных результатов. Как
показали результаты опытов 1 и 2, в начальной фазе мицеллярно-поли-
мерного заводнения моделей, содержавших воду и остаточную нефть,
перед оторочкой мицеллярного раствора происходило формирование
вала вытесняемой нефти, причем наблюдалось как увеличение длины.

так и рост нефтенасыщениости в нем. Затем, после достижения макси-
мальной величины (%в), рост нефтенасыщениости прекращался, и вал
увеличивался лишь в длину. Начиная с этого момента, вал нефти с
постоянной по всей его длине насыщенностью можно, пользуясь
существующей терминологией, называть ’’стабилизированным”.

Процесс формирования! стабилизированного водонефтяного вала
в пористой среде, содержащей воду и остаточную нефть, можно пред-
ставить следующим образом. При продвижении оторочки мицеллярно-
го раствора на ее фроте благодаря крайне низкому мeжфaзнoмv
натяжению происходит полное вытеснение воды и нефти. Рассеянная
первоначально остаточная нефть вовлекается в процесс фильтрации, и
по мере ее накопления перед оторочкой образуется непрерывная
нефтяная фаза (вал нефти), которая в дальнейшем служит своеобраз-
ной дополнительной оторочкой, вытесняющей остаточную нефть на
своем фронте в смешивающемся режиме. Мицеллярный раствор
обеспечивает вытеснение вала нефти на его тыльной границе.

Доля нефти в рассматриваемом двухфазном потоке перед отороч-
кой мицеллярного раствора определяется фазовыми проницаемостями
для нефти и воды в зависимости от соотношения насыщенностей.
Рассмотрим элемент порового пространства, расположенный вблизи
входного сечения пласта. В начальны^ момент закачки в пласт мицел-
лярного раствора в объеме элемента движется только вода при оста-
точной нефтенасыщениости. При подходе фронта оторочки к элементу в
него, благодаря полному поршневому вытеснению, втекает жидкость
с некоторым содержанием нефти, а вытекает по-прежнему, только
вода. Это вызывает соответствующее возрастание средней нефтенасы-
щениости в элементе, отражающее начало формирования вала вытес-
няемой нефти.

Далее, рассматривая вместо элемента порового пространства всю
зону формирующегося вала нефти, отметим, что на ее границе с мицел-
лярным раствором доля нефти в потоке жидкости /н равна нефтенасы-
щениости в данной области, а на фронте в силу нелинейного характера
зависимости /н от % в системе нефть-вода имеет меньшее значение.
Обусловленная этим разница в объемных скоростях фильтрации нефти
на границах вала способствует дальнейшему увеличению нефтенасы-
щениости вплоть до того момента, когда значения fH и % станут рав-
ными. После этого объемные скорости фильтрации нефти на передней и
задней границах вала одинаковы, нефтенасыщенность имеет значение

а вал нефти приобретает характер стабилизированного.(В опытах 1
и 2 вал нефти с постоянной насыщенностью формировался лишь после
того, как оторочка проходила от 1 до 1,5 м от входного торца модели.)

Рассуждая аналогичным образом или принимая во внимание, что в
зоне двухфазного потока насыщенности водой и нефтью связаны
соотношением % = 1 - %, можно описать процесс снижения водонасы-

щенности в зоне вала в период его формирования. В течение этого
переходного периода накопление нефти в вале сопровождается возрас-
танием объемной скорости ее фильтрации, а вода движется со все
меньшей объемной скоростью. В стабилизированном водонефтяном
вале объемные доли нефти и воды в двухфазном фильтрационном
потоке равны соответствующим насыщенностям: /н = и fB = .%в, а
действительные скорости их фильтрации равны скорости мицеллярно-
го раствора: = иад = »мр.

Объем нефти, образующей стабилизированный вал, VH при нараста-
ющем объеме закачки V3ifi можно определить в линейном пласте в
зависимости от положения фронта вытеснения х (или координаты
тыльной границы нефтяного вала, определяемой по данным опытов 1 и
2 как положение точки с насыщенностью 1/2$^ из соотношения



(5-1)

где Ях) - длина зоны стабилизированного вала или расстояние между
его передней (насыщенность (sH в -	и тыльной (sH,B/2) грани-

цами; F- площадь сечения пласта с пористостью т.

С другой стороны, вал формируется за счет того количества оста-
точной нефти, которое содержалось в интервале его длины от входного
сечения до фронта вала. Учитывая неравномерность распределения
остаточной (Sh.o) нефтенасыщениости по длине образца L и полное
вытеснение нефти оторочкой мицеллярного раствора, можно записать:

х + 1(х)

V„W= J s«.o(L)dLF;
о

^ = ^эак/(Гт).

(5J)

(5.3)

На основании уравнений (5.1) и (5.2) основные характеристики
стабилизированного водонефтяного вала (sRB и 0 в каждый момент
закачки связаны соотношением
к+ад

J 5Н Л L dL

с =-----8----------

или, пренебрегая неравномерностью распределения остаточной нефте-
насыщенности по длине пласта, т.е. полагая Зн.о(О = const,



(5.5)

Вернемся к выводу о том, что в зоне нефтяного вала, продвигаю-
щегося перед оторочкой мицеллярного раствора, объемная доля нефти
в потоке равна нефтенасыщениости. В координатах fH - s„ точки

удовлетворяющие этому условию, располагаются на биссектрисе
координатного угла. В то же время, поскольку в зоне вала происходит
двухфазная фильтрация воды и нефти (за исключением тыльной части
вала, где могут присутствовать компоненты мицеллярного раствора),
доля нефти в потоке определяется функцией Баклея—Леверетта.
Исходя из указанного, величину нефтенасыщенности в зоне стабилизи-
рованного водонефтяного вала можно определить в координатах [н -
su как абсциссу точки пересечения кривой Баклея-Леверетта и биссек-
трисы координатного угла.

Запишем уравнения Дарси для действительных скоростей фильтра-
ции воды и нефти:

k*Bk Др F к*нк лр F
ив=---------------на=-----------------—.

ри L	рн L msK

(5.6)

Здесь к* - относительная фазовая проницаемость; к - абсолютная
проницаемость; р - вязкость; s - насыщенность; индексы ”в” и ”н”
относятся к воде и нефти соответственно.

На основании вывода о равенстве действительных скоростей воды
и нефти в зоне стабилизированного водонефтяного вала можно,
приравняв правые части уравнений, получить условные течения
жидкостей в данной зоне:



(5.7)

Таким образом, значения насыщенностей пласта в стабилизиро-
ванном водонефтяном вале, которые будут наблюдаться при мицел-
лярно-полимерном заводнении той или иной залежи, можно опреде-
лить на основании диаграммы фазовых прончцаемостей системы
нефть-вода этой залежи, согласно одному из условий: либо (5.7).

, кц/цК

либо (5.7).

Исследование совместной фильтрации жидкостей
в зоне стабилизированного водонефтяного вала.
Насколько могут изменяться в зависимости от характеристик плас-
та-коллектора и насыщающих жидкостей насыщенности в стабилизи-
рованном водонефтяном вале и соответствующие им суммарные
подвижности воды и нефти при мицеллярно-полимерном заводнении?
Как было показано, эти характеристики можно определить аналити-
чески на основании фазовых проницаемостей для воды и нефти.
158

Поэтому для ответа на поставленный вопрос предложенные методы
анализа диаграмм фазовых проницаемостей были применены к две-
надцати системам песчаник-нефть-вода, взятым произвольно по
данным ВНИИ. При расчетах принимались вязкости (мПа • с): воды - 1,
нефти - 1,2,5,10,20 и 40.

Установлено, что водонасыщенность в зоне вала может изменяться
в широких пределах - от 0,05 до 0,69, причем с уменьшением гидро-
фильности интервал изменения водонасыщенности расширяется в
сторону меньших значений (в качестве критерия оценки гидрофиль-
ности принимали значение связанной водонасыщенности чем
гидрофильнее пористая среда, тем выше %.св ). Влияние свойств систе-
мы на водонасыщенность в зоне вала существеннее при повышенных
вязкостях нефти: при вязкости нефти 40 мПа • с она изменяется от 0,05
до 0,43, а при 1 мПа ‘ с - от 0,44 до 0,69. Таким образом, в зоне водонеф-
тяного вала объемная доля воды в фильтрационном потоке (равная по
величине водонасыщенности) при прочих равных условиях тем ниже,
чем менее гидрофильна пористая среда и чем выше вязкость нефти.
Характерно, что при повышенных вязкостях нефти (20-40 мПа • с) вода
в зоне вала движется при насыщенности, мало отличающейся по
величине от связанной, характерной для данной системы порода-
нефть-вода.

Системы с насыпным песчаником сильно отличаются по исследу-
емому параметру от включавших естественный керновый материал и
характеризуются значительно более широким диапазоном изменения
водонасыщенности в зоне вала.

В каждой из рассмотренных систем фильтрующиеся жидкости
обладали минимальной суммарной подвижностью при соотношении
насыщенностей, характерном для водонефтяного вала (рис. 5.10)

Определение необходимой вязкости мицеллярного
раствора. При разработке мицеллярного раствора для конкретных
условий с цепью обеспечения устойчивого вытеснения водонебтяного
вала важно установить, минимально необходимое значение его
вязкости - необходимую вязкость. Ее определяют исходя из мини-
мального для рассматриваемой системы значения суммарной подвиж-
ности воды и нефти, причем принимается, что относительная проница-
емость для мицеллярного раствора км? равна единице:

II	^Мр	1	,

 (5-8)

В том случае, когда мицеллярный раствор по той или иной причи-
не вытесняет пластовые жидкости неполностью, фазовая проницае-
мость для мицеллярного раствора оказывается ниже абсолютной:
fap < face и кмр < 1. Это приводит к тому, что расчетная необходимая

0,4

Рис. 5.10. Графическое
определение еодона-
сыщенности (а, б) и
суммарной относи-
тельной подвижности
воды и нефти Ek*/ji
(в) в лоне водонеф-
тяного вала.

Вязкость нефти, мПа’с:
1 — 1;2 — 2;3 — 5;4 —
10; 5 — 20; 6 — 40;/в —
доля воды в потоке;
к* — относительная
проницаемость; s —
насыщенность; |1 -

вязкость согласно выражению (5.8) получается меньше вязкости,
найденной при условии полного вытеснения. Поэтому в любом случае
для обеспечения надежного контроля подвижности необходимую
вязкость мицеллярного раствора следует определять, полагая, что
вытеснение полное, т.е. fe<p = >ьбс и Йлр = 1.

Влияние свойств породы-коллектора и насыщающих ее воды и
нефти на минимальную суммарную подвижность (подвижность жид-
костей в зоне стабилизированного водонефтяного вала) и соответ-
ственно на необходимую вязкость мицеллярного раствора оценивали
в результате анализа диаграмм фазовых проницаемостей, являющихся
комплексной характеристикой процесса фильтрации нефти и воды в
данной системе порода — вода-нефть. Анализировались те же системы,
что и перечисленные. Принимали, что мицеллярный раствор вытеснял
нефть и воду полностью.

На рис. 5.11 приведена зависимость минимальной суммарной
подвижности воды и нефти и соответствующей необходимой вязкости
мицеллярного раствора от вязкости нефти. Из рисунка следует, что с
ростом вязкости нефти наблюдается уменьшение суммарной подвиж-

Рис. 5.11. Зависимости нефтенасы-
шенности (а), суммарной
подвижности нефти и воды в
водонефтяном вале (2 к*/ц) (б) и
необходимой вязкости мицелляр-
ного раствора Имр (в) от вялкости
нефти цн.

1—5 — номера систем коглектср-
нефть-вода

11— Зак.795

ности и возрастание необходимой вязкости мицеллярного раствора.
Для большинства систем необходимая вязкость превышает вязкость
нефти.

При любой данной вязкости нефти анализируемые величины
сильно различаются для разных систем, например, при вязкости нефти
10 мПа • с минимальная суммарная подвижность изменяется от 0,025
до 0,1 (мПа  с)“* а необходимая вязкость - соответственно от 40 до
10 мПа  с. Поэтому построение обобщенной кривой для подбора
необходимой вязкости мицеллярного раствора на основании только
вязкости нефти оказывается невозможным: подбор должен произво-
диться специально для каждого объекта.

Сопоставление необходимой вязкости мицеллярного раствора в
рассмотренных системах со значениями связанной водонасыщенности,
характеризующими гидрофильность коллектора, не выявило связи
между этими параметрами.

Точность определения значений насыщенности и суммарной
подвижности в зоневодоиефтяного зала и соответствующей необходи-
мой вязкости мицеллярного раствора рассмотренными методами
зависит непосредственно от точности снятия кривых фазовых прони-
цаемостей. Поэтому значения определяемых величин, получаемые
аналитически, желательно подтверждать экспериментально. Отметим,
что при экспериментальном снятии кривых фазовых проницаемостей
методом стационарной фильтрации для рассмотренных целей достато-
чно зафиксировать момент, когда объемные доли воды и нефти в
фильтрационном потоке станут равны соответствующим насыщеннос-
тям, а суммарная подвижность воды и нефти будет иметь минималь-
ное значение. При этом необходимо учитывать явление гистерезиса
фазовых проницаемостей, т.е. неодинаковость их значений при одних
и тех же водонасыщеняостях для режимов дренирования и пропитки.
Замеры следует делать при моделировании дренирования при умень-
шающейся водонасыщенности. Это позволит воспроизвести процесс,
происходящий при продвьжении вала вытесняемой нефти в заводнен-
ном пласте, когда нефтенасыщенность увеличивается от остаточной до
величины, характерной для водонефтяного вала.

Таким образом, определение необходимой вязкости в конкретных
условиях требует, как минимум, либо проведения экспериментов для
непосредственного нахождения суммарной подвижности жидкостей в
зоне стабилизированного водонефтяного вала на моделях достаточной
длины, либо наличия диаграмм фазовых проницаемостей для воды и
нефти для данной системы, поскольку ориентировочный подбор может
привести к значительным ошибкам. Занижение необходимой вязкости
приведет к неустойчивости вытеснения и снижению охвата пласта
процессом вытеснения, а завышение — к неоправданному замедлению

темпов разработки и увеличенному против оптимального расходу
полимера - загустителя в буферной оторочке.

В результате можно сделать следующие выводы.

1.	Процесс формирования водонефтяного вала впереди оторочки
мицеллярного раствора определяется полнотой вытеснения воды и
нефти оторочкой и фазовыми проницаемостями для данной системы
порода- нефть- вода.

2.	Стабилизированный водонефтяной вал можно схематизировать
в координатах нефтенасыщенность - длина прямоугольником, разме-
ры которого определяются условиями совместной фильтрации воды и
нефти и полнотой их вытеснения мицеллярным раствором.

3.	Нефтенасыщенность пористой среды в зоне стабилизированного
водонефтяного вала может быть различной: она возрастает с увеличе-
нием вязкости нефти и уменьшением гидрофильности коллектора.

4.	При значениях насыщенности, характерных для стабилизирован-
ного водонефтяного вала, нефть и вода обладают минимальной сум-
марной подвижностью, поэтому, если для выбранного месторождения
имеется диаграмма фазовых проницаемостей, то подвижность жидко-
сти в вале можно найти как минимальное значение построенной на ее
основании зависимости суммарной подвижности нефти и воды от
насыщенности.

Экспериментальное определение значения суммарной подвижнос-
ти жидких фаз в зоне стабилизированного водонефтяного вала воз-
можно двумя способами:

1)	непосредственно по результатам замеров скорости фильтрации и
градиентов давления при моделировании мицелпярно-полимерного
заводнения на кернах, имеющих длину, достаточную для формирова-
нвя в них водонефтяного вала с установившимся значением нефтена-
сы'щенности;

2)	методом стационарной фильтрации нефти и воды, фиксируя
момент, когда значения объемных долей нефти и воды в фильтраци-
онном потоке станут равными соответствующим значениям насыщен-
ностей или когда суммарная подвижность жидкостей будет минималь-
ной.

5. Значения вязкости мицеллярного раствора, необходимые для
обеспечения устойчивого^вытеснепия водонефтяного вала, возрастают
с увеличением вязкости нефти и при одинаковых значениях послед-
ней могут сильно различаться для разных систем порода-нефть—вода.

Результаты зарубежных промышленных испытаний м

(по состоянию на 1/1 1988 г.)

Месторождение, участок (страна, штат), произво- дитель работ	Сроки ис-	Продуктивный пласт			Вязкость нефти в пласте, мПа* с	Предыду- щий способ разработки
	(состояние на 1Д 1988 г.)	Проницае-	Тористость, доли еди- ницы	Глубина  Толщина,		

1. Робинсон, Февраль
Дедрик(США, 1962 г.—
Иллинойс), декабрь
„Маратон Ойл” 1964 г.

Песчаник	300

2М °'20

Истоще-
ние

2.	Робинсон, Январь Два сообщающихся 300
Уилкин (США, 1964 г. пласта песчаника -----------

Иллинойс), (заверше- 100,340	0,20	4,8-12,6

„Маратон Ойл” но)

9 Заводне-
ние

3.	Робинсон, Ноябрь
Герри- В (США, 1965 г. -
Иллинойс) апрель
„Маратон Ойл” 1967 г.

Песчаник
200	0,20

4.	Робинсон, Ноябрь Песчаник	300	7 Заводне-

Генри-Е (США, 1965 г. 200	0,20	------- ние

Иллинойс), (завер-	2—4,8

’’Маратон Ойл” шено)

Таблица 5.2

Нефтена- сыщвн- ностъна начало испыта- ний, %	Объем оторочки, %			Сетка /площадь/ число скважин		Пель испытания
	npecBfipir тельной	МР	БЖ	татель-	добыва- ющих	

Оценка испыта-
ния, основные
результаты

3,5	6,6 Пятиточечная/Юценка воз- Успешное; охва-

та можности вы- чено 74 % от Упор
--------------теснения нефти участка, вытес-

4/1 из незаводнен- нено 500 мэ/(га-м)
кого пласта нефти, но добыча

невелика из-за
потери контроля
за подвижностью
(мала буферная
оторочка)

3,5	6,8 Пятиточечная/1 Оценка воз- Успешное; дока-

га	можноеги вы- зана возможность

——-----------теснения нефти вытеснения осга,-

из предвари- точной нефти,
тельно завод- но добыча неве-
ненното пласта лика из-за поте-

ри контроля за
подвижностью
(мала буферная
оторочка)

9	191 Пягиточечная, Оценка воз- Успешное; добыто

обращенная/ можности вы- 63 % остаточной

0,3 га	теснения нефти нефти или

------------- из заводненно- 2,8 тыс. т на 1т

1/4	то пласта, ре-	МР

шение пробле-
мы контроля
за подвижнос-
тью

40-20 190- Пятиточечная, Оценка воз- Успешное; коли-
—10 95— обращенная/ можности вы- честветшая оцен-

-47,5 0,3-0,6-1,2 га теснения нефти ка результатов

-------------- из заводненно- затруднена изме-
1/4,8-12 го пласта н вли- нением геомет-

яния размера	рии потоков при

оторочек, ре- расширении
шение пробле- участка
мы контроля
за подвиж-

ностью	165

Месторождение, участок (страна, штат), произво- дитель работ	Сроки ис-	Продуктивный пласт			Вязкость нефти в пласте, мПа *с	Предыду- щий способ разработки
	(состояние на 1/1  1988 г.)	Проницае- мость, МКМ 2	Пористость, доли еди-	Глубина  Толщина,		

5,	Робинсон, Сентябрь Песчаник	300	7

119-Р(США,	1968 г.-	210	0,19	----

Иллинойс), декабрь	7,5

"Маратон Ойл” 1976 г.

6.	Робинсон» Октябрь Песчаник	300

Генри-С (СШ А, 1969 г.- 100-300	0,20	-----

Иллинойс) июнь	®

’’Маратон Ойл” 1970 г.

Воздейст-
вие реп-
рессией,
заводнение

7.	Бридж, 118-1
(США, Илли-
нойс), "Мара-
тон Ойл”

8.	ОксВейзес
(США, Илли-
нойс) “Мара-
тон Ойл”

Сентябрь
1969 г. -
декабрь
1971 г.

Май
1970 г.-
июль 1972 г.

Песчаник
90	0,18

ОД	ОД

9- Брадфорд,
Бингам-533
(США, Пен-
сильвания),
„Пензойл” и

Декабрь Гидрофобный песча-

1968 г.- ник
май 82	0,18

1971 г-

450

ОД

150D

ОД

560

5,5 Заводне-
ние

5 ОД

5 Заводне-
ние

"Маратон
Ойл”

Нефтена- сышенность	Объем оторочки. % 07 ^ПОр			Сетка /площадь/ число скважин		Цель испытания	Оценка испыта- ния, основные результаты
да начало испытаний’ %	тредвари- тельной	МР	БЖ	нагне- татель- ных	добыва- ющих		

Рядная/16 га Оценка метода Успешное; до-

93

— ------——	при расстояниях быто 40-50 %

18(2х9)/27(3х9) между скважи-

40-55

Одиночная
скважина

нами, характер-
ными для про-
мышленной
сетки 4 га/скв,
и большой
длительности
работ; испы-
тание МР на
основе сьфой
нефти

Оценка эффек-

остагочной
нефти

Успешное; МР,

30—45

87

ОД

40

17-

Пягиточечная

4/1

Пятиточечная

4/1

140- Пятиточечная

70 обращенная

0,3-0,6га

1/4-8

тивности „высо- содержавший
ководного” МР, 70 % водной фа-

отработка тех-
нологии приго-
товления и за-
качки

ОД

ОД

Испытание ми-
целлярного
заводнения в
гидрофобном
песчанике

зы, эффективно
вытеснял ос-
таточную нефть;
приготовление
и закачка про-
шли без ослож-
нений

ОД

ОД

Успешное; в
пласте формиро-
вался и продви-
гался к добываю-

щим скважинам
вал вытесняемой
остаточной нефти

Местсрождп i ие,
участок (страна,
штат), произво-
дитель работ

Сроки ис-
пытаний
(состояние
на 1/1
1988 г.)

Проницае- Пористость,
мость, доли еди-
мкм’ вини

Глубина

Толщина,

Вязкость
нефти в
пласте,
мПа-с

Предыду-
щий способ
разработки

10.	Брадфорд, Март Три сообщающихся 560	5

Бингам Эш- 1971 г. — пласта гидрофобно- ---------

паншн (США, завершено го песчаника 7«1

Пенсильвания),	---------------------

Пенэойл” и	8; 158; 0,13; 0,15;

„Маратон Ойл”	11	0,13

11.	Гудвилл Май ОД ОД 150 ОД
Хилл (США, 1971 г. -	-----

Пенсильвания) ОД	ОД

,Маратон Ойл”
и JCyoKep
С гейт”

12.	Хиггс (США, Август Песчаник	560	4,3

Техас) „Юнион 1969 г. - --------------------------

Ойл оф Кали- заверите- 500	0,23	4,3

форния”	ио

13.	Эльдорадо: Июль Чередование песча- 195	4,8

Хегберг	1974 г. -	ников и глин ---------

ноябрь ----------------------- 5,5

1982 г. 200-1500	0,24

Чесней (США, Декабрь
Канзас) „Сай- 1974 г. —
тис сервис” ноябрь
и Министерство 1982 г.
энергетики

14.	Делавар-
Чилдерс,
Мери-Костен
(США, Оклахома)

Чередование песча- 195
ников и глин --------------

-------------------- 5,5

200-1500	0,24

Заводне-
ние

Нефтена- иышашость	Объем оторочки, %	Сетка /площадь/ число скважин
на начало испытаний, %	тредвари- МР БЖ тельной	нагие- добыва- татель' клцих

Цель испытания Оценка испыта-

ния, основные
результаты

120

Пятиточечная/

18,8 га

Оценка методов Успешное; обвод-

16/25

моделирования
для площадной
сетки и совер-
шенствование
буферной ото-
рочки

ОД -	5

95

Пятиточечная/

4 га

ОД

ценность про-
дукции скважин
снижалась с 98
до 86 %, добыто
52 % остаточной
нефти из сред-
него, более
проницаемого
пласта

ОД

9/16

54 Девятиточеч-
ная/3,3 га

1/Г"

60 Пятиточечная/

Юга

9/4

Испытание
метода „раство-
римой нефти”
в заводненном
пласте
Демонстра-
ционное срав-
нительное ис-
пытание двух
модификаций
мицеллярного
заводнения, со-
вершенствова-
ние техноло-

Успешное; дока-
зана примени-
мость метода и
его преиму-
щества
Неудачное, до-
полнительная
добыча ниже
прогнозной

гии, технико-
экономическая

оценка

12	60 Пятиточечная/

Юга

9/4

Месторождение, участок (страна, штат), произво- дитель работ	Сроки ис-	Продуктивный пласт			Вязкость нефти в пласте, мПа'с	Предыду- щий способ разработки
	(состояние на 1/1  1988 г.)	Проницае-	Пористость, доли еди- ницы	Глубина  Толщина,		
Министерство энергетики и „Бин” '	Ноябрь 1975 г.	Гидрофобный  песчаник  80	0,21		185  15,6	10,9	Газовая репрессия, заводне- ние
15. Норт-Бар- банк (США, Оклахома) „Филипс” и Министерство энергетики	Май  1975 г.	Гидрофобный песчаник  30	0,16		900  14	2,5	Заводне- ние
16. Брадфорд (США, Пен- сильвания) „Пензойл”и Министерство энергетики 17. Робинсон, 219-Р (США, Иллинойс), „Маратон Ойл”	Октябрь 1975 г. -  ОЛ  Октябрь 1975 г.- Май 1983 г.	Песчаник 10	0,15  Песчаник 105	0,21		390 од”  300  5	7	Заводне- ние
18.	Робинсон, Февраль М-1 (США, 1977 г. Иллинойс), „Маратон Ойл” и Министерство энергетики  19.	Белл Крик Октябрь (США, Монтана)1977 г. - „Гэри Оперей- август тинг” и Минис- 1982 г. терство энерге-  тики		Песчаник  102	0,19  Песчаник  500-1000	0,26		300  од  1650  1-3.5	5,5  4,6	

20. Шаторенар-1 Февраль Несцементирован- 590
(Франция) 1978 г.— ный песчаник	——

„Эльф-Акитэн” заверите- W00	0,30

39 Истоще-
ние

170

Нефтвна- сьпден- ность на начало испыта- ний, %	Объем оторочки, %			Сетка /площадь/ число скважин	Цель испытания	Оценка испытания, основные результа-
	предвари- тельной	МР	БЖ	нагне- добыва-  татель- ющих		

35	10	10	40	Пятиточечная обращенная/ 1 га	Совершенство- вание техноло- гии, технике-	ОД
30	40	6	52	1/4  Пятиточечная обращенная/ 36 га	оценка Совершенство- вание техноло- гии, оценка	Успешное, есть экономический эффект  ОД
40	од	од	од	9/16  Пятиточечная/ Юга	ВОЗМОЖНОСТИ внедрения ме- тода на данном месторождении Испытание ми- целлярного за-	
				16/25	малопроницае- мом песчанике	
40	-	10,3	105	46,8 га	Крупномасштаб- Успешное; добыто ное испытание; боиее 25 % оста- оценка техни- точной нефти ко-экономичес- ких показа- телей  Крупномасштаб- Испытание про- ное испытание; должается, ре-	
40	-	10	105	39/38  Пятиточечная/  163 га		
28	од	од	од	114/132  Пятиточечная/  64 га	сцснла техии- ко-экономичее- ких показа- телей  Определение наибольшей	зулыагы обна- деживающие  Неудачное; до- полнительная до-

------------- эффективности, быча ниже прог-

4/9 сценка возмож- нозной (менее
ности внедрения 1/3 от остаточной)
метода на дан-

ном месторож-
дении

10	125 Пятиточечная Оценка техни- Успешное; на

обращенная ко-экономи- 1/1 1979 г. добы-
-------------- ческих показа- то 29 % запасов

1/4	телей, совер-	нефти на начало

171

Месторождение, участок (стр_ха, штат), произво- дитель работ	Сроки ис-	Продуктивный пласт			Вязкость нефти в пласте, аЛТа'с	Предыду- щий способ разработки
	(состояние на 1/1  1988 г.)	Проницав-	Пористость, доли еди- ницы	Глубина		
				Толщина,		

и Французский но
институт
нефти

2L Уилмингтон Июль	Неоднородный		870	25	Заводне-
(США, Калифор-1979 г. имя) „С„ти оф — ОД Лонг Бич” и Министерстио энергетики  22. Робинсон, Июль М-2 (США, 1980 г. Иллинойс)  „Маратон Ойл”	песчаник 180  Песчаник 150	0,28  0,19	15  300 од	7	ние
23. Биг Мадди 1980 г.	Песчаник		900	5,5	Заводне-
(США, Вайо- минг) JCoho- ко”	52	0,194	18~		ние
24. Лаудон Май (США, Илли- 1980 г. - нойс), „Экс- Октябрь  сон”	1981 г.	Песчаник  150	0,20	465  3,9	5	
25. Уэстам	Июнь  (США, Аркан- 1980 г.  зас) „Мобли ОБ”	Известняк  36	0,27	1740  ОД	11	
26. Льюисвил Июль (США, Аркан- 19801. зас) „Мобли ОБ”	Известняк  24	0.22	2040  ОД	о,з	
27. Ист Коалии- Декабрь	Песчаник		2250	2,2	Истоще-
га (расшире- 1980 г. ние работ) (США, Калифор- ния) "Юнокал*	150	0,14	ОД		ние
28. ТорчЛайт 1981 г.	Песчаник		930	41	Заводне-
(США, Вайо- минг) „Амоко”	61	0,14	ОД		ние

Нефтена- илцениость	Объем оторочки, % от Гпор	Сетка /площадь/ число скважин	Цель испытания	Оценка испытания, основные резуль-
				
испытании, %	предвари- МР БЖ тельной	ныне- вобыва- татель- ющих		

39	од	м	£6	Шахмлтно-ли- нейная/4,4 га  4/6	шенстиование техноло гии  Оценка возмож- ности внедре- ния метода на данном место- рождении	процесса, обвод- ненность продук- ции скважин сни- зилась с 86 до  56% ОД
40	од	од	ОД	132 га  53/72		од
32	од	10	20	Пятиточечная/  36 га  9/16	ОД	Результаты обна доживающие, добыто более 50 % остаточной
ОД		40	2	Пятиточечная/  0,3 га  4/1		Добыто более 50 % остаточной нефти
96		од	ОД	52 га  иГ		ОД
87				183 га  3/8~		
43				8 га  4/9~		Неудачное
36	-	18,7	40	Пятиточечная  25 га	-	ОД

4/1

Месторождение, участок (страна, штат), произво- дитель работ	Сроки ис-	Продуктивный пласт			Вязкость нефтив пласте, мПа-с	Предыду- щий способ разработки
	(состояние на 1/1 1988 г.)	Проницае- мость,	Пористость, доли еди- НИЦЫ	Глубина		
				Толщина,		

29. Белл Крик „А” (США, Монтана) „Гэри Оперей- тинг”	Февраль 1981г.	Песчаник  1218	0,25	1350  1,8	7	
30. С.Джонсон (США, Иллин- ойс) „Гэри Оперейшнг”	Июль  1981 г.	Песчаник 302	0,18	143  ОД	20	
3L Слаутер	Июнь	Доломит		1518	1.8	Заводне-
(США, Техас) „Тексако”	1981г.	0,1-25	0,11	од		ние
32. Сейлем Консолидей- тед (США, Иллинойс) "Тексако*	Август 1981г.	Песчаник  154	0,15	525  7,7	3,6	
33.	Мэйн Кон- солидейтед (США, Илли- нойс) „Тек- сако”  34.	Визард	Декабрь 1981г.	Песчаник 100	0,22	312  ОД	16	
Веллс (США, Техас) „Вуд- сток Ойл”	1981 г.	Песчаник 50	0,14	1470  од	1,2	Истоще- ние
35. Хандил (Индонезия) „Тоталь”	1982 г.	Песчаник 1000	0,30	1350  ОД	0,4	Заводне- ние
36.	Мадисон (США, Канзас) „Сайтиз Сер- вис”  37.	Мэйн Консолидейтед (США, Илли-	Август 1982 г.  Январь 1982 г,	Песчаник 42  Песчаник 50-886	0,19  0,22	570 од  300 од	2,9  16	Истоще- ние  Заводне- ние

ЮЩЛ, •
нойс)
„Гетти”

Нефтена- сышен- ность на начало испыта- ний, %	Объем оторочки, % MVnop			Сетка /площадь/ число скважин		Цель испытания	Оценка испытания, основные резуль -
	предвари- тельной	МР	БЖ	lh	добыва- ющих		
33		3,5	100	Пятиточечная /16 га  9/16		Успешное; есть экономический эффект. Добыто около 1/3 оста- точной нефти	
46		ОД	од	20 га  22/36			ОД
ОД	ОД	од	од	0,07 га  2/2~~		ОД	од
31		28,5	30	Пятиточечная/  24 га  12/20			Результаты обна- деживающие; добыто более 50 % остаточной нефти
40		од	од	4,4 га  4/Г”			Неудачное
82				280 га  ОЛ/11		•	Успёшное, есть экономический эффект; добыто более 60 % ос- таточной нефти
35				1,6 га  з/Г"			од
34				16 га  16/25			
40			•	4,4 га		•	Неудачное

4/9

Месторождение,	Сроки ис-	Продуктивный пласт			Вязкость нефти в пласте, мПа-с	Предыду- щий способ разработки
штат), произво- дитель работ	(состояние на 1/1  1988 г.)	Проницае- мость.	Пористость доли еди- ницы	Глубина  Толщина, м		

38. Кайфер Сентябрь	Песчанйк
(США, Окла- 1982 г. хома)  „Галф*	150
39. Лоуренс Август	Песчаник
Робинс, 102-Б 1982 г. (США, Иллин- ойс) ,Маратон  Ойл”	400
40. Брадфорд Июль	Песчаник
(США, Пенсиль-1982 г. вания) „Пен- нзойл”	190
41. БерриХилл Сентябрь	Песчаник
(США, Окла- 1982 г.	150
хома) „Чеврон”  42. Шо-Вел-Там Август	ОД
(США, Окла- 1983 г. хома) „Текса- ко”	83
43. Ботамселл Июль	Песчаник
(Великобрита- 1983 г- ния) „Бритиш Петролеум”	14
44. Шатсренар 1984 г-	Песчаник
(Франция)  „Эльф Акитэл”	1000
45. Лоуренс Октябрь	Песчаник
Робинс, 202-Б 1985 г. (США, Илли- нойс) „Маратон Ойл”	352

	435	4,4	••
0,20	*од~		
0,21	285  од	18	Заводне- ние
0,21	570  ОД	5	Истоще- ние
0,20	435  од	4,4	Заводне- ние
	2100	12	»
0,17	"од"		
	940	3	
0,12	"од"		
0,30	590  ОД	39	Истоще- ние
0,20	270  од	18	Заводне- ние

Примечание. МР—мицеллярный раствор; ЕЖ — буферная жидкость; ОД — отсутст-
вуют данные.

5.4.	ОБЗОР ЗАРУБЕЖНЫХ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ МЕТОДА

5.4.1.	Общее состояние промысловых испытаний

Первое промысловое испытание метода было проведено в США
компанией ’’Маратон Ойл” в 1962-1964 гг. В последующие годы этой
176

ilhh’	Объем оторочки, % от v пор			Сетка /плои1 .дь/ число скважин		Цель испытания	Оценка испытания, основные резуль-
	предвари- тельной	МР	БЖ	нагне- татель- ных	побива- ющих		
50				33 га  21/32			од
45	ОД	од	од	Юга  5/12		ОД	од
40				88 га  0Л/57			
50			-	33 га  21/32		-	''спешное
50				3,5 га  зл~~			1еудачное; до- быто 10 % оста- точной нефти
57				4 га  1/3		Неудачное; добы- то 12 % остаточ- ной нефти	
70		3,5	80	60  ~/	га		
45		ОД	од	0,5 га  ОД/Г		-	од

компанией было организовано проведение порядка 20 испытаний
различного масштаба [24]. По мере накопления опыта мицеллярно-по-
лимерного заводнения и подтверждения принципиальной возможнос-
ти добычи значительных количеств нефти из заводненных ранее
пластов интерес к методу значительно возрос, и к его промысловым

исследованиям приступили многие другие нефтяные компании, а
также на паевых началах с компаниями - Министерство энергетики
США. Кроме того, подобные исследования были начаты и в других
странах, в частности, во Франции (компания ’’Эльф Акитэн”), Велико-
британии (’’Бритиш Петролеум”), Индонезии (’’Тоталь”). Обзор основ-
ных зарубежных промысловых опытов мицеллярно-полимерного
заводнения по состоянию на 1/1 1988 г. приведен в табл. 5.2.

Данные о промысловых испытаниях мицеллярно-полимерного
заводнения в США и добыче нефти, обеспеченной ими, приведены
ниже [49].

Год....... 1971 1974	1976	1978	1980	1982	1984	1986	1988

Число испыта-
ний ...... 5	7	13	22	14	20	21	20	9

Добыча неф-
ти, тыс. т/год	Нет данных	47	45	142	70	75

Уменьшение числа испытаний к 1988 г. связано, главным обра-
зом* с резким падением в 1986 г. цен на нефть на мировом рынке, что
обусловило крайне неблагоприятную экономическую обстановку для
проведения опытно-промышленных работ вообще, а для испытаний
такого дорогостоящего метода, как мнцеллярно-полимерное заводне-
ние, в частности. Кроме того, основная часть имела характер круп-
номасштабной промышленной демонстрации технико-экономических
показателей разработки по технологии, предварительно отработанной
на маленьких участках. Наиболее крупные проекты - 119-Р, 219-Р,
Бингам Экспаншн, М-1 и М-2.

5.4.2.	Характеристика опытных участков

Первые оценочные испытания рабочих агентов и технологии реа-
лизации мицеллярно-полимерного заводнения проводились компани-
ей ’’Маратон Ойл”, а вслед за ней и другими компаниями на малень-
ких, площадью до 2 га, участках, представляющих собой прямые или
обращенные пятиточечные элементы площадной системы расстаяовки
скважин (рис. 5.12). Малые размеры участков позволили проводить
опытные работы за короткие сроки при небольших расходах реагентов.
Несколько иной подход был принят на участке Генри-Е, где попыта-
лись определить зависимость эффективности вытеснении остаточной
нефти от относительного размера оторочки мицеллярного раствора.
Для этого первоначальный обращенный пятиточечный элемент пло-
щадью 0,3 га последовательно расширили сначала до 0,6, а затем до
1,2 га за счет ввода в работу окружающих добывающих скважин. Ана-
логично этому в ходе работ на участке Бингам-533 площадь была уве-

Рис. 5.12. Схемы опытных участков мииеллярно-полимериого заводнения (в сопоставимых
размерах).

Опытный участок: I — Генри-В; 2 — Дедрик (Уилкин, 118-К); 3 — Шаторенар; 4 — Мери
Костев; 5 — Генри-Е; 6 — Эльдорадо; 7 — Хигс; 8 — Белл Крик; 9 — Норт Бэрбанк; 10 —
Вингам Экспаншн; 11 — Брадфорд; 12 — 219-Р; 13 — 119-Р; 14 — Южио-Рамашкинский; 15 —
Центрально-Азнакаевский; скважина: I — нагнетательная; 2—добывающая

личена с 0,3 до 0,6 га. Однако интерпретация результатов по этим
участкам была затруднена изменяющейся геометрией фильтрационных
потоков, в связи с чем впоследствии от подобной технологии испы-
таний отказались.

Для предварительных испытаний вытесняющих жидкостей мицел-
лярно-полимерного заводнения, разработанных для того или иного

конкретного объекта, успешно использовали технологию мини-тес-
тов, для осуществления которой требуется лишь одна оборудованная
скважина - нагнетательная. Эффективность вытеснения нефти на раз-
ных расстояниях от точки нагнетания оценивали на основании дан-
ных анализа нефтенасыщениости кернов из скважин, пробуренных в
пройденной фронтом вытеснения зоне. По-видимому, мини-тесты -
нанлучший вид предварительных испытаний в случае неглубокого за-
легания пластов, поскольку они не требуют бурения и обустройства
добывающих скважин, обеспечиваются небольшими количествами
реагентов и могут быть проведены в короткий срок - за несколько
месяцев. В то же время существенный недостаток технологии мини-
тестов — необходимость бурения нескольких скважии только для
отбора керна. Это ограничивает применимость данного вида йспыта-
ний при глубине залегания пластов свыше 500-1000 м, так как с рос-
том глубины существенно повышается стоимость каждой скважины и
увеличивается радиус возможного отклонения забоя от проектной
точки отбора керна. Кроме того, определенную трудность представ-
ляет доказательство эффективности вытеснения по изменению нефте-
насыщенности коллектора вместо привычного замера объема факти-
чески добытой нефти.

По мере расширения промысловых испытаний метода мицеллярно-
полимерного заводнения опытные участки стани выбираться, как пра-
вило, в виде полей площадью 10-20 га с пятиточечной расстановкой
скважин при плотности 2-4 га/скв (участки Бингам Экспаншн, Хег-
берг, Чесней и др.). На участке 119-Р были пробурены два нагнетатель-
ных и три добывающих ряда, по девять скважин в каждом, причем
расстояние между рядами соответствовало расстоянию от нагнета-
тельной до добывающих скважин, характерному для применяемой в
промышленном масштабе в США сетки с плотностью 4 га/скв.

Наконец, для оценки технико-экономических показателей ми-
целлярно-полимерного заводнения приступили к относительно круп-
номасштабному опытнсупромышленному внедрению метода на площа-
дях в 30-280 га. В некоторых случаях на них по плотной (до 2 га/скв)
пятиточечной сетке располагались десятки скважин. Это проекты
219-Р, М-1 и М-2 компании ’’Маратон Ойл” на месторождении Робин-
сон, испытания на месторождениях Биг Мадци (’’Коноко”), Белл Крик
”А” (’’Гэри Оперейтинг”), Кайфер ("Галф”) и другие. В то же время на
месторождениях Шаторенар (”Эльф Акитэн”), Узсгам и Льюисвил
(’’Мобли ОБ”) добывающие скважины дренировали большую пло-
щадь - от б до 23 га/скв. По мере получения результатов этих испы-
таний появится возможность оценки применимости метода мицелляр-
ного заводнения на сетках, по плотности приближающихся к использу-
емым при обычном заводнении.

На большинстве опытных участков глубина залегания пластов

небольшая — от 200 до 500 м, что позволяло бурить скважины на
небольших расстояниях (от нескольких метров до десятков метров).
Продуктивные пласты песчаника обычно представлены единой толщей
от 2 до 15 м с проницаемостью 0,05-1 мкм2 и пористостью 15-20 %.
Общая минерализация воды, как правило, не превышала 50 г/л. Вяз-
кость нефти в пластовых условиях невысока - от 2 до 10 мПа - с. Тем-
пература пласта от 15 до 80 °C. Нефтенасыщенность после заводнения,
как правило, составляла от 30 до 50 %.

Наряду с этим, некоторые испытания, направленные на расшире-
ние области применения мицеллярно-полимерного заводнения, про-
водились в иных условиях. Так, на одном из участков месторождения
Брадфорд проницаемость составляла всего 0,001 мкм2, а на место-
рождениях Уилмингтон, Шаторенар и Торчлайт вязкость нефти сос-
тавляла от 25 до 41 мПа  с. На некоторых участках (Дедрик, Шато-
ренар, Ист Коалинга, Мадисон) мицеллярные растворы были закачаны
в пласты, разрабатывавшиеся на режимах истощения, минуя стадию
заводнения.

5.4.3.	Совершенствование технологии мицеллярно-полимерного
заводнения

С момента начала опытнопромышленных работ по мицеплярно-по-
лимерному заводнению прошло около 20 лет. За этот период зарубеж-
ные специалисты накопили определенный опыт проведения подоб-
ных испытаний и в известной степени наметили промышленную тех-
нологию мицеллярно-полимерного заводнения.

Остановимся на опыте компании ’’Маратон Ойл”, осуществляющей
наиболее последовательную и широкую программу испытаний метода.
Основное их количество было организовано на месторождении Робин-
сон (табл. 5.3) с целью разработки промышленной технологии для дан-
ного месторождения.

На участках Дедрик и Уилкин были использованы предваритель-
но созданные и испытанные в лаборатории мицеллярные растворы на

Таблица 5.3

Испытания метода мицелпяри<глолкмсряосо заводнения компании 'Маратон Ойл*
на месторождении Робинсон, штат Иллинойс

Участок	Начало испытаний	Участок	Начало испытаний	Участок	Начало испытаний

Дедрик	Ноябрь 1962 г.	Генри-С	Октябрь 1969 г.	219-Р	Октябрь 1975 г.

Уилкин	Январь 1964 г.	МТ-1	Март 1973 г.	МТ-7	Август 1976 г.

Генри-В	Ноябрь	1965 г.	МТ-2	Октябрь 1973 г.	М-1	Февраль 1977 г.

Генри-Е	Ноябрь	1965 г.	МТ-4	Май 1974 г.	102-Б	Август 1982 г.

И9-Р Сентябрь 1968 г. МТ-6 Июнь 1975 г. 202-Б Октябрь 1985 г.

основе коммерческих сульфонатов, а в качестве буферной жидкос-
ти — эмульсия, полученная разбавлением этих агентов водой.

О результатах процесса судили на основании анализа насыщен-
ности кернов, отобранных из специально пробуренных по завершению
закачки оценочных скважин. Несмотря на довольно высокую эффек-
тивность вытеснения нефти вблизи нагнетательных скважин, объемы
дополнительной добычи были невелики из-за того, что малоразмерные
оторочки буферной жидкости не смогли предохранить оторочки ми-
целлярного раствора от разрушения более подвижной проталкиваю-
щей водой, вследствие чего основное количество вытесненной перво-
начально нефти оставалось в пласте.

В последующих испытаниях размеры буферных оторочек были
увеличены, а в качестве загустителя стали использовать водораст-
воримые полимеры. В частности, на участках Генри-В и Генри-Е бы-
ла доказана принципиальная возможность вытеснения остаточной неф-
ти мицеллярными растворами из обводненного песчаника месторожде-
ния Робинсон и выработан подход к решению проблемы контроля за
подвижностью созданием буферной оторочки со ступенчато снижаю-
щейся вязкостью полимерного раствора. За этим последовал относи-
тельно крупномасштабный эксперимент 119-Р, имевший целью оценить
технологическую эффективность добычи нефти в условиях плотности
расстановки скважин, близкой к существующей на многих месторож-
дениях США (4 га/скв). Для этого эксперимента был разработан мицел-
лярный раствор на основе смеси коммерческих нефтяных сульфона-
тов с полученными на опытной установке компании ’’Маратон Ойл”.
Для приготовления буферной жидкости использовали полиакриламид
”Пушер-70О”.

Одновременно с целью удешевления процесса была начата серия
мини-тестов. Мини-тесты Генри-С, МТ-1 и МТ-2 подтвердили возмож-
ность эффективного вытеснения нефти более экономичными ’’дысоко-
водными” мицеллярными растворами на основе продуктов сульфиро-
вания сырой нефти по технологии компании ”Маратон Ойл”. Диализ
кернои из оценочных скважин показал, что оторочки мицеллярных
растворов формировали перед собой вал вытеснения нефти. Для срав-
нения для мини-теста МТ-4 в качестве основного ПАВ мицеллярного
раствора'были взяты только коммерческие сульфонаты. Для буферной
жидкости в мини-тесте МТ-7 использовали биополимер, а при испыта-
нии МТ-6 буферную оторочку вовсе не создавали. Главный вывод ре-
зультатов серии мини-тестов — то, что при закачке оторочки специаль-
но разработанного для данного объекта мицеллярного раствора раз-
мером до 10 и буферной отсрочки до 100 % от объема пор пласта на
участках с плотной сеткой скважин можно получить дополнительно
порядка половины нефти, не извлекаемой при обычном заводнении.
Одновременно удалось уменьшить стоимость испытываемых мицел-

лярных растворов с 70 (испытание Дедрик) до 25 долл, за 1 т (МТ-1 и
МТ-2).

Прямое использование количественных результатов испытаний,
проведенных на небольших участках при уплотненных сетках сква-
жин, для прогнозирования показателей внедрения метода на объекте с
реальной системой разработки, по-видимому, невозможно, так как в
последнем случае должны сильнее оказаться неоднородность пласта и
фактор длительности пребывания мицеллярного раствора в нем. Этим
обусловлена необходимость проведения испытаний на участках с
представительной сеткой скважин, как завершающих исследования по
оптимизации составов рабочих агентов и технологии осуществления
метода на конкретном объекте. Так, на основании перечисленных ре-
зультатов испытаний на месторождении Робинсон перешли к оценке
технико-экономических показателей метода по отработанной техно-
логии на опытном поле 219-Р при существующей сетке скважин. Как
более экономичные, использовались мицеллярные растворы на осно-
ве продуктов сульфирования сырой нефти, содержащие до 50- 70 %
водной фазы. Несколько позднее при участии Министерства энерге-
тики США было начато еще одно крупномасштабное испытание -
проект М-1, имевшее целью продемонстрировать эффективность добы-
чи нефти из заводненного пласта и наиболее усовершенствованную с
технико-экономической точки зрения технологию при разной про-
мышленной плотности сетки скважин (1 и 2 га/скв).

Ожидалось, что с момента начала опытно-промышленных работ на
месторождении Робинсон до окончательной оценки технико-эконо-
мических показателей внедрения мицеллярно-полимерного завод-
нения пройдет не менее 25 лет. Можег ли полученный при этом опыт
сократить срок, необходимый для отработки составов рабочих агентов
и технологии применительно к объекту в другом районе? Результаты
исследований компании ’’Маратон Ойл” на месторождении Брадфорд в
штате Пенсильвания, проводившихся одновременно с работами в Ил-
линойсе, свидетельствуют о том, что возможности такого сокращения
ограничены. На участке Бингам-533 предварительные работы были на-
чаты в 1968 г. На основании полученных положительных результатов в
1971 г. испытание было распространено на небольшом опытном по-
ле (Бингам, Экспаншн). Анализ результатов проводимого крупномасш-
табного опытного внедрения метода на данном месторождении ожи-
дался нескоро.

Таким образом программа разработки технологии мицеллярно-по-
лимерного заводнения для песчаника месторождения Брадфорд зай-
мет не менее 19 лет. В то же время, по мнению специалистов компа-
нии "Маратон Ойл”, за счет возможных сокращений и интенсификации
работ описанная программа испытаний может быть осуществлена за 10
лет: один год - на лабораторную разработку составов рабочих аген-

тов; четыре года - на предварительное испытание на небольшом опыт-
ном поле (например, состоящем из 9-16 обращенных пятиточечных
элементов) и еще пять лет — на крупномасштабный демонстрационный
проект.

Показателен в этом плане опыт компании "Гэри Оперсйтинг”, про-
водящей работы на месторождении Белл Крик. Первое испытание было
проведено на небольшом опытном поле, включавшем четыре взаим-
но граничащих обращенных пятиточечных элемента с плотностью
сетки 7 га на одну добывающую скважину. Результаты этого испы-
тания, длившегося 5 лет, были признаны неудачными, хотя из плас-
та, разрабатывавшегося ранее с применением заводнения, и было
добыто около 29 % остаточной нефти. Второй промысловый экспери-
мент проводился с 1981 г. на девяти обращенных пятиточечных эле-
ментах, образующих единое поле при плотности сетки 1,5 га на добы-
вающую скважину. По предварительным данным на 1986 г. добыча уже
составила более 34 % остаточной нефти, что обеспечило компании
получение экономического эффекта. Понятно, что на экономические
показатели процесса повлияло не только количество дополнительно
добытой нефти, но и снижение затрат, связанных с его осуществле-
нием, и в первую очередь стоимости рабочих агентов, закачиваемых в
пласт.

Французское национальное общество ”Эльф Акитэн” при сотруд-
ничестве французского института нефти также последовательно со-
вершенствует технологию мицеллярно-полимерного заводнения для
условий месторождения Шаторенар, разрабатывающегося на естест-
венном водонапорном режиме. В ходе первого промыслового испыта-
ния на участке площадью всего 1 га, начатого в 1978 г., было добыто
около одной трети остаточной нефти. Следующее, более крупномасш-
табное испытание, проводится с 1984 г. на опытном поле в 60 га, на
котором расположены четыре нагнетательные и девять добывающих
скважин. Добыто, пи предварительным данным 1988 г., более полови-
ны объема нефти, содержавшейся в пласте к началу закачки мицел-
лярного раствора, хотя экономического эффекта и не было получено.

Развитие научных представлений о механизме процессов, про-
исходящих при мицеллярно-полимерном заводнении нефтяных плас-
тов, и освоение накопленного опыта по практической реализации бла-
годаря имеющимся публикациям и результатам собственных исследо-
ваний позволяет и некоторым другим компаниям успешно проводить
опытные работы. Это относится к промысловым испытаниям таких
компаний, как ’’Филипс” (месторождение Норт Бэрбанк), ”Коноко”
(Биг Мадди), ’’Тексако” (Сейлем Консолидейтед). В то же время, це-
лый ряд испытаний оказался неудачным. Добыча нефти оказалась не
столь высокой, как ожидалось при их проектировании.

Недостаточность имеющейся информации ограничивает возмож-

ность анализа условий и причин успеха одних и неудач других про-
мысловых испытаний метода. Однако при всем разнообразии особен-
ностей проведения мицеллярно-полимерного заводнения на том или
ниом опытном участке, анализ известных результатов опытно-про-
мышленных работ позволяет выявить следующие общие закономер-
ности.

Полнота извлечения остаточной нефти зависит от ряда геолого-
физических и технологических факторов, причем степень их влия-
ния неодинакова. Так, дополнительная добыча нефти тем выше, чем
больше капиллярное число, объем буферной оторочки и концентрация
полимера в ней. В меньшей степени, но также положительно влияет
увеличение количества закачиваемого ПАВ, характеризующееся ”фек-
тором оторочки”, т.е. произведением объема мицеллярной оторочки
на концентрацию ПАВ в ней. Влияние ’’фектора оторовки” сильнее
сказывается в неоднородных пластах, где оптимальные технико-эко-
номические показатели процесса достигаются при величине фактора
20-25 лет. Отрицательно сказывается на количестве добываемой
нефти и темпах разработки увеличение площади, приходящейся на
одну скважину (более редкие сетки скважин) и повышенная минера-
лизация пластовой воды. Влияние таких параметров, как глубина за-
легания и проницаемость пласта, незначительно (имея н виду, что при
закачке рабочих агентов в ниэкопроницаемые коллектора проис-
ходит недопустимое снижение приемистости скважин и падение тем-
па разработки).

Понятно, что помимо перечисленных условий успешность ми-
целлярно-полимерного заводнения на том или ином объекте в пол-
ной мере зависит от обоснованности его технологии. В первую оче-
редь это относится к разработке состава рабочих агентов, объемов и
режима их закачки с учетом свойств пластовой системы, включая
оценку необходимости и объема предварительной оторочки, созда-
ваемой перед оторочкой мицеллярного раствора. В неменьшей степе-
ни важно, насколько точно реализуется запроектированная техно-
логия.

Таким образом,, за рубежом метод мицеллярно-полимерного за-
воднения находится в стадии широкого промышленного испытания.
Отработка технологии метода для конкретного объекта вслед за
стадией лабораторного и теоретического изучения требует проведе-
ния серии испытаний на участках различного масштаба, начиная с
отдельных скважин или небольших элементов и кончая опытными
полями с промышленной сеткой скважин. На осуществление такой се-
рии уходит не менее 10-15 лет. В итоге подобной работы мицеллярно-
полимерное заводнение может обеспечить добычу из пластов до по-
ловины запасов нефти, не извлекаемой при обычном заводнении.

5А ИСПЫТАНИЕ МЕТОДАНА РОМАШКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Испытания метода мицеллярно-полимерного заводнения с при-
менением среднефазового мицеллярного раствора были проведены на
двух участках Ромашкинского нефтяного месторождения, разработка
которых достигла завершающей стадии при внутриконтурном нагне-
тании воды. Цели опытных работ: оценка возможности добычи ос-
таточной нефти из заводнениогр пласта при помощи мицеллярного
раствора на основе анионактивных ПАВ - сульфонатов; исследование
показателей разработки опытных участков при реализации метода;
отработка технологии и испытание технических средств для приго-
товления и нагнетания в пласт рабочих агентов; разработка мето-
дов исследования, контроля и регулирования процесса в промысло-
вых условиях [3].

5.5.1.	Принципы формирования и краткая характеристика
опытных участков

Выбранный для испытания мицеллярно-полимерного заводнения
эксплуатационный объект - пласт а горизонта Д, в основном отвечал
известным критериям применимости метода (табл. 5.4). При выборе,
помимо указанных критериев, исходили из требования высокого зна-
чения текущей обводненности продукции скважин. Подбирали объект,
продуктивный пласт которого должен быть промыт нагнетаемой во-
дой, а нефтенасыщенность - приближаться к остаточной.

Предстояло испытать мицеллярно-полимерное заводнение в ка-
честве метода повышения нефтеотдачи полностью истощенных плас-
тов и наиболее достоверно оценить дополнительное количество нефти,
добываемой в ходе промышленного эксперимента.

Таблица 5.4

Показатели	1 Требуется Пласт а горизонта Л,

Характеристика пласта

Минеральный состав коллектора

Проницаемость, мкм2

Пластовая температура, "С

Вязкость нефти в пласте, мПа - с
Содержание ионов жесткости в воде,
мг-экв/л

Однородный, выдержанный по площади
песчаник

Минимальное содер- Кварца 97—98 %
жание глин и карбо-
натов

Не менее 0,1	0,2-1,7

Не выше 80	28-32

Не выше 15	3-4

Не выше 5	Заводнен	пресной

водой

Длительный срок разработки выбранного объекта при обычном
заводнении, предшествующий опытным работам, предопределяет на-
личие достаточно полного объема информации, необходимой как при
проектировании и проведении испытаний, так и при анализе их ре-
зультатов. Опытный участок должен быть представительным по сво-
им геолого-промысловым характериствкам, что давало бы основание
для получения рекомендаций по внедрению испытываемого метода на
месторождении в целом.

При размещении скважин опытных участков руководствовались
следующими соображениями. Для проведения первого промыслового
испытания следует иметь такой участок и технологию работ, кото-
рые позволили бы осуществить процесс мицеллярно-полимерного за-
воднения в возможно более короткие сроки при минимальных затра-
тах рабочих агентов, а также средств на бурение и обустройство.

Анализ литературных данных показал, что этим условиям от-
вечает такая технология, при которой требуется только одна наг-
нетательная скважина, а наличие добывающих необязательно, так как
результаты процесса оценивают не по количеству добытой нефти, а на
основании данных анализа кернов, отобранных из нескольких сква-
жин, специально пробуренных после прохождения рабочих агентов на
различных расстояниях от нагнетательной. Однако учитывая значи-
тельную стоимость каждой скважины глубиной более 1700 м, вскры-
вающей выбранный горизонт Д„ возможность бурения нескольких
скважин только для отбора керна ограничена по экономическим сооб-
ражениям. Поэтому от подобной технологии пришлось отказаться и
рассмотреть варианты площадной расстановки нагнетательных и до-
бывающих скважин при возможно более уплотненной сетке.

Наиболее целесообразным расстоянием между скважинами было
принято 200 м по следующим соображениям. Во-первых, эта вели-
чина составляет половину расстояния между добывающими скважина-
ми, эксплуатирующими выбранный объект, что дает возможность при
формировании участка использовать существующие скважины. Во-вто-
рых, при глубине 1700 м местоположение забои каждой скважины
может иметь отклонение до 50 м от проектной точки, что вызвало бы
деформацию участка. Такая деформация будет сказываться тем силь-
нее, чем меньше расстояние между скважинами.

Относительно крупные размеры проектируемых опытных участ-
ков и дефицитность используемых реагентов определили выбор об-
ращенной схемы размещения скважнн с закачкой жидкостей в цент-
ральную, а отбор - из окружающих скважин. Проведение процесса на
участке, сформированном при использовании прямой схемы, сопро-
вождалось бы оттоком и неоправданно большими потерями закачан-
ных агентов за пределами участка. Экономические соображения так-
же свидетельствовали в пользу пятиточечной схемы, причем для сок-

Таблица 5.5

Показатели	Участок	
	Южно-Ромаш- кинекий	Центрально-Аз- накаевский
Число скважин:		
нагнетательных  добывающих	1  4	
Площадь, га	7,5	12,3
Толщина пласта, м	зд	7,6
Проницаемость, мкм2  Состояние к началу закачки МР:	0,24-1,2	0,4-1,7
обводненность продукции, %	96-98	92-96
иефтеиасыщеинссть	0,30-0,35	0,33
жесткость добываемой воды, мг-экв/л Объем закачки, % от порового объема:	40-200	20-35
пресной воды (жесткость, мг-экв/л)	184(7)	160 (17)
умягченной воды (жесткость мг-экв/л)	—	33(1,1)
1 %-ного раствора хлористого натрия	20	24
МР	9,4	П>7  70,2
раствора полимера	49,3	
воды	120	85
Сроки пропедения работ;		
разбуривание участка	Конец 1978 г. - начаио 1979 г.	1979 г.
начало предварительного заводнения	Март 1979 г.	Март 1983 г.
начало закачки МР	Сентябрь	Сентябрь
	1980 г.	1983 г.

ращения расходов на бурение предусматривали максимально возмож-
ное использование существующих скважин.

Участки были сформированы на Южно-Ромашкинской и Лентраль-
но-Азнакаевской площадях. Их основные характеристики приведены в
табл. 5.5.

Следует отметить, что в зарубежной практике первые промыс-
ловые эксперименты мицеллярно-полимерного заводнения проводи-
лись на участках, разбуренных по сетке в 5-10 раз более плотной, чем
на опытных элементах Ромашкинского месторождения. После по-
лучения результатов первоочередных испытаний участки расширя-
лись, причем главным образом за счет бурения большого числа сква-
жин, а не увеличения расстояния между ними. Даже в случае крупно-
масштабной демонстрации метода (например, проекты Бингам Экс-
паншн, Норт Бэрбанк, 219-Р) плотность сетки составляла не более 2,5 га
на одну нагнетательную скважину (см. рис. 5.12).

5.5.2.	Технология опытных работ

Весь комплекс работ на опьпных участках по последователь-
ности их проведения и преследуемым целям, был разделен на три
этапа: предварительный, основной и заключительный.

Предварительный этап, начинавшийся вслед за освоением вновь
пробуренных скважин, состоял в заводнении участков через цент-
ральную нагнетательную скважину пресной водой, а затем - в созда-
нии предварительных оторочек (см. табл. 5.5) для сближения соле-
вого состава воды, контактирующей в пласте с мицеллярным раст-
вором, с его водной компонентой. Это должно было обеспечить опти-
мальное фазовое состояние раствора с сохранением высоких нефте-
вытесняющих свойств. Важная задача предварительного этапа - дос-
тижение (96-99) %-ной обводненности продукции скважин для более
четкой оценки применимости мицеллярно-полимерного заводнения на
поздней стадии разработки и количественной оценки эффекта. Кроме
того, предстояло осуществить комплекс предварительных промысло-
вых исследований.

Основной этап работ состоял в закачке рабочих агентов метода -
мицеллярного и полимерного растворов для создания в пласте ос-
новной нефтевытесняющей и буферной оторочек.

На заключительном этапе нагнетали воду для продвижения ото-
рочек рабочих агентов к добывающим скважинам. Сроки и относитель-
ные объемы закачки технологических жидкостей на участках приве-
дены в табл. 5.5.

Мицеллярные растворы, использованные на обоих участках, были
близки по составу к приведенному в работе В.А. Широкова1, относи-
лись к среднефазиому типу и представляли собой однородную жид-
кость, имевшую межфазное натяжение на границах с нефтью и водой
менее 0,01 мН/м. Их вязкость отвечала условию обеспечения устой-
чивого вытеснения водонефтяного вала и составляла 15-18 мПа  с.
Растворы содержали от 6 до 9 % нефтяных сульфонатов (в расчете на
активное вещество), около 2 % изопропанола, от 57’до 62 % 1 %-ного
раствора хлористого натрия в пресной воде, остальное - углеводо-
родная фаза (битумный дистиллат). В буферных оторочках раствора
частично гмдролизованного полиакриламида вязкость ступенчато по-
нижали от голоиной к тыльной части для подавления вязкостной
неустойчивости.

До начала опытных работ на участках провели пробное приго-
товление мицеллярных растворов в промысловых условиях и их за-
качку в скважины с целью обработки призабойных зон. Была обрабо-
тана и нагнетательная скважина на участке Южно-Ромашкинской пло-

*Тр. ВНИИ, 1981, вып. 75, с. 158-163.

щади. Исследования, выполненные на 11 скважинах, показали, что
приготовление мицеллярного раствора не вызывает принципиальных
затруднений, а его закачка позволяет увеличивать в 1,2-1,8 раза
приемистость нагнетательных и в 1,2-3,3 раза продуктивность добы-
вающих скважин.

Мицеллярный раствор, закачанный на Южно-Ромашкинском опыт-
ном участке, приготавливали порциями по 50 мэ в смесительном ре-
зервуаре при помощи установки, сооруженной НГДУ ’’Лениногорск-
нефть”. Компоненты дозировались в необходимом соотношении (суль-
фонаты - после предварительного разогрева с помощью ППУ) в резер-
вуар. В нем после двухчасовой циркуляции при помощи насоса полу-
чался мицеллярный раствор с требуемыми свойствами, если качество
исходных компонентов и их дозировка отвечали запроектированным
параметрам. Нагнетание в скважину осуществили при помощи насоса
УЭЦН-250 х 1400 под давлением от 16 до 20 МПа.

Раствор полиакриламида готовили при помощи специализирован-
ной установки фирмы ”Дау Кемикл” и закачивали в скважину при по-
мощи двух плунжерных насосов УН 200/320. Приготовление полимер-
ного раствора не вызывало больших трудностей, но его нагнетание
оказалось трудноосуществимым процессом. Главное затруднение -
отсутствие специализированного высоконапорного оборудования,
работоспособного в течение длительного периода непрерывной за-
качки. -Закачку вели поочередно одним из пары насосов, тогда как
второй, как правило, находился в ремонте.

В начале закачки буферной жидкости заданная вязкость на устье
скважины не выдерживалась из-за сильной деструкции молекул
полимера при прохождении через высоконапорный насос. Для устра-
нения этого недостатка диаметр трубопровода, подводящего раствор к
насосам, уменьшили с 101,6 мм до 38,1 мм и исключили из гидрав-
лической цепочки прохождение раствора через промежуточную
низконапорную емкость. Таким образом обеспечили более быструю
подачу неполностью растворенного в воде полимера от диспергирую-
щей установки к насосам. Через насосы проходила суспензия поли-
мера, который растворялся окончательно в напорном трубопроводе,
ведущем к скважине. Благодаря этому вязкость раствора была повы-
шена до требуемого уровня.

‘Для приготовления и закачки рабочих агентов на участке Пент-
ралъно-Азнакаевской площади использовали опытный образец специа-
лизированной блочной автоматизированной установки УМР 125/150,
разработанный ТатНИИнефтемаш. Так же как и на Южно-Ромашкинс-
ком участке, приготовление растворов происходило удовлетвори-
тельно, а их закачка в пласт вызывала большие трудности из-за от-
сутствия надежных высоконапорных насосов с требуемыми рабочими
характериствками.

5.5.3.	Комплекс промысловых исследований

При проектировании и проведении испытаний мицеллярно-поли-
мерного заводнения особое внимание уделили программе исследова-
тельских работ. При ее разработке ориентировались в первую оче-
редь на те виды исследований, которые осуществляются обычно в
нефтепромысловой практике. Они обеспечили получение основной
части информации. Специфика испытания метода мнцеллярно-поли-
мерного заводнения, приготовление и закачка рабочих агентов, а
также требования контроля за процессом вытеснения вызвали необ-
ходимость организации ряда специальных исследований. Весь комп-
лекс проводившихся исследовательских работ можно объединить в
следующие группы.

1.	Уточнение после бурения новых скважин характеристик плас-
та и порового объема в пределах опытных участков (отбор и анализ
керна, комплекс скважинных геофизических методов, глубинная
термометрия, шестикомпонентный анализ воды).

2.	Достижение на предварительном этапе (или прогноз на осно-
вании фактических показателей разработки) .предельной добычи
нефти при заводнении участков для надежной количественной оцен-
ки результатов промыслового опыта (дебитометрия, определение
процента обводненности продукции скважин).

3.	Сопоставление динамики показателей разработки участков при
обычном и мицеллярно-полимерном заводнении, определение эф-
фекта от мицеллярно-полимерного заводнения (дебитометрия, опре-
деление процента обводненности, регистрация давления и расхода
закачки, замеры динамических и статических уровней в скважинах,
глубинная расходометрия).

4.	Контроль и регулирование продвижения оторочек рабочих
агентов (гидродинамические исследования, индикаторные методы
контроля за продвижением: нагнетаемых жидкостей, по продукции
скважин — контроль за содержанием закачанных реагентов и шести-
компонентный анализ воды, контроль за изменениями характера на-
сыщенности пласта в ходе эксперимента).

5.	Контроль за качеством рабочих агентов мицеллярно-полимер-
ного заводнения (систематические анализы по разработанным ВНИИ
методикам).

6.	Контроль за герметичностью колонн в скважинах участков (тер-
мометрия, по добывающим скважинам - шестикомпоиентный ана-
лиз воды, по нагнетательным - глубинная расходометрии и опрес-
совка).

Для уточнения результатов вытеснения остаточной нефти мицел-
лярным раствором предусмотрено бурение оценочных скважин с пол-
ным отбором керна в продуктивном интервале и его анализ на оста-

Рис. 5.13. Динамика показателей разработки опытных участков мицеллярно-полимерного заводнения.

Участок: а “ Южяо-Ромашкинский; б - Центр аль но-Азнакаевский; дж, q„, ч5 - общие по участку дебиты жидкости, нефти и расход закачки
соответственно: р3 и рпп - соответственно давление закачки и добычи жидкости; б3 и QK - соответственно накопленные объемы закачки и
добычи жидкости; /в - средняя обводненность продукции скважин; период закачки: ПО — предварительной оторочки; МР - мицеллярного
раствора; ВО — буферной оторочки; В — воды

точную нвфтенасыщенность, а также исследование прискважинной
зоны пласта геофизическими методами.

5.5.4.	Контроль и регулирование процесса

Важная задача при реализации любого метода, использующего
небольшие по объему оторочки рабочих агентов, и в частности, ме-
тода мицеллярно-полимерного заводнения, — предотвращение разру-
шения оторочек и обеспечение равномерного их продвижения от наг-
нетательной к добывающим скважинам для достижения максимально
го охвата пласта воздействием. Помимо использования буферных ото-
рочек, этой цели служит регулирование фильтрационных потоков в
пласте за счет соответствующих изменений дебитов добывающих
скважин. В результате этого мицеллярный раствор должен подойти
одновременно ко всем скважинам участка. Регулирование процесса на
опытных участках мицеллярно-полимерного заводнения проводили на
основе следующих соображений.

Для предотвращения оттока жидкостей за пределы участка бы-
по необходимо, чтобы суммарный дебит четырех добывающих сква-
жин был не меньше расхода нагнетательной скважины. На протяжении
испытаний это требование выполнялось, причем накопленный от-
бор жидкости постоянно оставался выше накопленной закачки
(рис. 5.13).

Однако основное влияние на характер распределения закачи-
ваемых жидкостей по пласту должен оказывать не столько баланс
закачки и отбора жидкостей, сколько соотношение дебитов добываю-
щих скважин с учетом как неоднородности распределения коллек-
торских свойств пласта в пределах опытного участка, так и неравно-
мерности выработки запасов нефти при заводнении.

Были организованы комплексные исследования, направленные на
выяснение картины фильтрационных потоков от нагнетательной к
добывающим скважинам опытного участка в ходе предварительного
заводнения при помощи гидродинамических методов и применения
двух независимых индикаторов закачиваемой воды.

Гидродинамические исследования были выполнены группой Ка-
занского государственного университета с целью выяснения анизо-
тропии пластов по гидропроводности. Их результаты были подтверж-
дены данными изучения распространения потоков вода при помощи
трития и изопропанола, проведенного специалистами ТатНИПИнефть.

К началу закачки рабочих агентов дебиты добывающих скважин
были отрегулированы заменой скважинных насосов и изменением ре-
жимов их эксплуатации. Производительность скважин, имевших луч-
шую сообщаемость с нагнетательной, уменьшили, а скважин, менее
реагирующих на закачку - соответственно увеличили. В ходе мицел-

лярно-полимерного заводнения осуществляли уточненное регулиро-
вание на основании данных текущих исследований состава продукции
скважин и пластовых давлений.

5.5.5.	Краткий анализ показателей мицеллярно-полимерного
заводнения опытных участков

Участок Южно-Ромашкинский. В результате предвари-
тельного заводнения содержание воды в продукции скважин участка
достигло к началу закачки мицеллярного раствора 96-98 % против
82-90 % в начале опытных работ, а нефтенасыщенность пласта прибли-
зилась к остаточной.

Закачка мицеллярного и полимерного растворов сопровожда-
лась значительным снижением приемистости нагнетательной и, как
следствие, продуктивности добывающих скважин (см. рис. 5.13, а).
Вопреки прогнозу производительность скважин сохранилась на по-
ниженном уровне и после перехода к нагнетанию воды, продвигаю-
щей оторочки рабочих агентов. Такое явление можно объяснить фор-
мированием в пласте зон с повышенным сопротивлением фильтрации,
что было подтверждено при повторных гидродинамических исследова-
ниях, выполненных на заключительном этапе эксперимента. Причи-
ной снижения подвижности, по-видимому, послужило взаимодействие
мицеллярного раствора с высокоминерализованной водой. Это соп-
ровождается резким увеличением его вязкости и межфазного натя-
жения на границе с водой. Несмотря на двукратную промывку плас-
тов пресной водой до начала нагнетания рабочих агентов, жесткость
добываемой скважинами воды составляла от 10 до 200 мг-экв/л, тогда
как для успешного применения мицеллярного раствора на основе
сульфонатов допускается жесткость не более 10 мг-экв/л.

Положительная реакция на мицеллярно-полимерное воздейст-
вие - снижение обводненности продукции трех скважин до 80-60 %, а
в отдельных случаях до 40 % и менее. Подход жидкости с повышен-
ным содержанием нефти не был устойчивым, и обводненность про-
дукции участка в целом неоднократно изменялась в пределах от 82 до
98%.

Анализ профилей приемистости нагнетательной скважины участ-
ка показал, что в процессе мицеллярно-полимерного заводнения
произошло выравнивание охвата продуктивной толщи закачиваемой
жидкостью. Поступление агентов в пласт наблюдалось во всем пер-
форированном интервале.

Реализация мицеллярно-полимерного заводнения сопровождалась
незапланированными остановками в работе как нагнетательной, так и
добывающих скважин. Остановки были связаны с отсутствием спе-
циализированного оборудования для закачки раствора полимера, за-

моражинанием устьевой арматуры в условиях пониженной подачи
жидкости, проведения ремонтно-профилактических и других меро-
приятий. Остановки закачки и отбора жидкости приводили к неустой-
чивости гидродинамического режима опытного участка, что, по-види-
мому, способствовало нарушению целостности оторочек рабочих
агентов и их преждевременному рассеянию в пласте. Это подтвержда
лось результатами анализа продукции скважин на содержание зака-
чанных реагентов. Динамики их концентрации имели ’’пилообразный”
характер и отличались от скважины к скважине. Наиболее выражен-
ный подход компонентов мицеллярного раствора (сульфонатов и изо-
пропанола) в виде водного раствора с концентрацией в 10-20 раз
ниже, чем в закачанном агенте, был отмечен лишь после закачки более
одного порового объема рабочих агентов.

Исследованиями при помощи гидродинамических методов и ин-
дикаторов, выполненными до начала процесса, было обнаружено, что
две из добывающих скважин опытного участка добывали равные ко-
личества нагнетаемой воды, а две другие - соответственно в 3 ра-
за больше и в 5 раз меньше. Меры, предпринятые для регулирова-
ния процесса разработки участка, позволили несколько сблизить
долевое участие скважин в его дренировании. Интересно, что в ’’худ-
шей” скважине отмечалась реакция на мицеллярно-полимериое за
воднение в виде снижения обводненности и появления закачанных
реагентов в продукции. Это произошло позднее, чем в остальных сква-
жинах. Но вал вытесняемой нефти, подошедший к ней, был более яв-
ным и устойчивым. За время эксперимента добыча нефти этой сква-
жиной составила более 30 % от общей с участка и превысила добычу из
скважины, имевшей наилучшую продуктивность и сообщаемость с наг-
нетательной.

Объем нефти, добытой дополнительно из заводненного пласта за
счет мицеллярно-полимерного заводнения, составил более 3,6 тыс.т.

Участок Центрально-Азнакаевский. Основные отличия
данного участка от Южно-Ромашкинского: больший поровый объем (за
счет увеличенного расстояния между скважинами и повышенной тол-
щины пласта) и более низкий исходный уровень жесткости добывае-
мой воды (25-30 мг-экв/л).

Кроме одной нагнетательной (скв. 1) и удаленных от нее на 250 м
четырех добывающих (скв. 2-5), на участке имеются две специаль-
ные скважины. В восточном секторе на биссектрисе угла, образован-
ного скв. 3, 1 и 5, в 62 м от нагнетательной расположена пьезомет-
рическая скв. 6. Она была предназначена для отбора проб жидкости,
добываемой при минимальном дебите, с целью контроля за процес-
сом вытеснения. На половине расстояния между скв. 5 и нагнетатель-
ной находилась оценочная скв. 7. Для наблюдения геофизическими
методами за насыщенностью пласта в ходе эксперимента она была

обсажена в продуктивном интервале перфорированным стеклоплас-
тиковым хвостовиком.

Во всех вновь пробуренных скважинах (скв. 1-5 и скв. 7) были вы-
полнены геофизические исследования методами ГК и НГК. Это поз-
волино поинтервально оценить коллекторские характеристики про-
дуктивной толщи. Оказалось, что монолитный пласт, который по дан-
ным стандартного каротажа интерпретировали как однородный, имеет
слоистое строение, причем средние проницаемости выделенных проп-
ластков составляют от 0,44 до 1,77 мкм2.

С учетом опыта первого эксперимента, новым технологическим
приемом на предварительном этапе явилась закачка специально
умягченной воды после промывки пласта пресной водой (см. табл. 5.5).
На умягченной воде готовили и раствор хлористого натрия. Постав-
ленная цель была достигнута лишь частично: жесткость воды в ходе
эксперимента была снижена до 10-30 мг-экв/л.

В нарушение технологической схемы, в начальный период ра-
бот все скважины пятиточечного элемента эксплуатировались как
добывающие. Закачка воды на участке была начата лишь в 1982 г.,
после чего наметилась тенденция равномерного повышения обводнен-
ности продукции, в отличие от ее скачкообразных изменений, наб-
людавшихся ранее (см. рис. 5.13, б).

Состав и свойства закачанных рабочих агентов отвечали запро-
ектированным показателям. Снижение производительности скиа-
жин было не столь резким, как в предыдущем эксперименте, и про-
исходило постепенно, по мере нагнетания рабочих агентов. Пере-
ход к закачке воды на заключительном этапе эксперимента сопро-
вождался двукратным увеличением приемистости нагнетательной
скважины.

Распределение коллекторских свойств пласта по площади опыт-
ного участка было сравнительно однородным. В то же время, юго-
восточнее его, по данным ТатНИПИнефть, располагалась высокопро-
дуктивная зона с увеличенными значениями гидропроводности. Влия-
ние на процесс разработки участка оказывала работа нагнетатель-
ного (севернее) и стягивающего (южнее) рядов скважин. Именно
скв. № 5, ограничивающая юго-восточный сектор участка, первой и
наиболее выражение отреагировала на закачку мицеллярного раст-
вора. В оценочной скв. № 7 было отмечено опережающее продвижение
мицеллярного раствора по более проницаемым пропласткам. Охват
пласта раствором по разрезу не превысил 0,6.

Пластовое давление на участке в течение испытания метода было
выше, чем в окружающей эоне. Поэтому наблюдавшееся повышение
содержания нефти в продукции скважин можно объяснить вытес-
нением нефти закачанными агентами, а не подходом ее извне участка.

Данные контроля за работой добывающих скважин указывают на
значительные различия в их реакции на мицеллярно-полимерное
воздействие, обусловленные особенностями строения пласта и гид-
родинамического режима в районе опытного участка. Скважины от-
реагировали на закачку мицеллярного раствора следующим образом
[25].

Скв. 2. В первые месяцы эксперимента обводненность продук-
ции В снизилась с 93-96 до 89—91 % и в последующем сохранялась на
уровне 91-92 %. Повторное снижение до 88-89 % отмечалось в декабре
1984 г.- феврале 1985 г.

Коэффициент продуктивности Кпр с началом закачки рабочих
агентов снизился с исходной величины 60-80 до 30-40 мэ/(сут - МПа).
В феврале - марте 1984 г. одновременно со снижением В несколь-
ко уменьшился и К„р - до 20-30 м3/(сут  МПаХ тогда как при пов-
торном снижении В картина была обратной: Кпр возрос до
40 м3/(сут • МПа). Снижениям В предшествовало уменьшение пласто-
вого давления рт.

Скв. 3. Мицеллярно-полимерное воздействие не вызывало сни-
жения В — наблюдалась стабилизация на уровне 96-97 %. Кпр пос-
ле двукратного снижения в начальной фазе эксперимента затем ус-
тановился на уровне 40-50 мэ/(сут • МПа). Колебания в диапа
зоне от 16 до 21,5 МПа не вызвали существенных изменений В.

Скв. 4. Значение В оставалось длительное время на уровне 96-
98 %, но, начиная с января 1985 г., оно уменьшилось до 93-95 %. Кпр
монотонно понижался с 38 м3/(сут - МПа) до 10 мэ/(сут - МПа). Кор-
реляции между рпл и В не отмечалось.

Скв. 5. Наблюдалась наиболее явная реакция на испытываемый
процесс: через 4 мес. после начала закачки мицеллярного раствора
значение В снизилось с 96-99 до 85 % при рпл на уровне 16,5-17,5 МПа.
Однако из-за опасения, что оторочка направлялась только в сторону
этой скважины, были предприняты меры по регулированию, в резуль-
тате которых pnjj возросло до 19 МПа. Последовало увеличение В до
95-97 %. Кпр составлял от 10 до 20 мэ/(сут - МПа). В январе 1985 г.
ввиду резкого повышения концентраций закачанных реагентов в
продукции, свидетельствующего о предпочтительном продвижении
оторочек именно к скв. 5, ее эксплуатацию приостановили до середи-
ны 1985 г.

Скв. 6. Дебнт пьезометрической скважины составил в начале экс-
перимента 10-15 щЗ/сут, затем был увеличен до 40 м3/сут для интен-
сификации притока закачиваемой жидкости. С ноября 1984 г. сква-
жина переведена на фонтанный режим эксплуатации, после чего ее
дебит постепенно снижался с 8-10 до 1-4 мэ/сут. Реакция в значении
Вбыла незначительной - в марте - апреле 1984 г. оно снизилось от 100
до 96,5 % и затем находилось в пределах от 98 до 100 %.

В течение всего эксперимента контролировали состав и свойст-
ва добываемых жидкостей. При анализе воды определялись ее со-
левой состав, показатель pH, вязкость, содержание компонентов ми-
целлярного раствора — сульфонатов и изопропилового спирта — и
полиакриламида. При анализе нефти - вязкость, плотность, коэф-
фициент светопоглощения, содержание сульфонатов. При рассмотре-
нии полученных данных следует иметь в виду, что из-за слоистого
строения пласта и невозможности поинтервального отбора глубин-
ных проб определяемые средние величины, по-видимому, сильно
отличались от истинных значений, характерных для жидкостей, филь-
трующихся в отдельных пропластках. Поэтому по полученным ре-
зультатам можно сделать лишь ориентировочные оценки.

Цель анализа солевого состава проб воды заключалась в опре-
делении эффективности подготовки пласта к мицеллярно-полимерно-
му воздействию путем закачки умягченной пресной воды и предото-
рочки - раствора хлористого натрия в умягченной воде с концен-
трацией 10 г/л. Откликом на закачку умягченной воды и предото-
рочки должно было бы явиться постепенное снижение жесткости во-
ды и затем повышение уровня общей минерализации до значения,
близкого 10 г/л. По данным табл. 5.6 видно, что лишь в продукции
пьезометрической скважины и добывающих скважин 4, 5 наблюдалось
снижение жесткости и повышение общей минерализации от 20 до
10 мг-экв/л и от 4 до 7—8 г/л соответственно. Солевой состав воды,
добываемой скв. 2, 3, при закачке умягченной воды предоторочки
практически не изменился.

Анализ продукции добывающих скважин на содержание компо-
нентов мицеллярного раствора и полиакриламида проводился для по-
лучения данных о стадии прохождения процесса мицеллярно-полимер-
ного воздействия в зонах пласта, дренируемых каждой из скважин.

Наличие сульфонатов в добываемой воде прослеживалось в про-
дукции всех добывающих скважин и по времени совпадало с появле-

Таблица 5.6

Солевой состав добываемой воды					
Показатели	Скважина				
	2 I 3		1 * 1	s I 6	
Жесткость, мг-экв/л: начальный уровень	30-35	30	20	20	20
конечный уровень	30	20-25	18	10	50-30
(вода в контакте с МР) °б1Иая минерализация, г/л:  начальная	6	5	4	4	6-9
конечная (вода в контакте с МР)	6	5	7	7-8	30-14

Таблица S.7

Содержание компонентов ыицеллярного раствора и полиакриламида (ПАА)
в продукции добывающих скважин

Показатели	Скважина				
	2		1 -	5	6
Концентрация сульфонатов в воде, г/л:  начальная	0,1	0,04	0,05	0,05	0,1
максимальная	0,6	0,08	0,8	о,6	4-5
конечная	0,3	0,06	0,6	0,15	0.5
Объем воды, содержащей сульфонал,	72	98	50	34	
тыс. м3  Концентрация сульфонатов в нефти, г/л:  начальная	1-2	1-1,5	0,51	2,5	5
максимальная	5-10	30*	—	50	30
конечная	1-2	Ы,5	0,5-1	10	30
Объем продукции, содержащей нефть	75	91	65	35	
с сульфонатами, тыс. м3  Концентрация ПАА в воде, мг/щ начальная	20	10	5	8	400
максимальная	370	120	220	780-780	3200-
конечная	20	80	200	200	3600  400

* Единичное пиковое значение.

нием сульфонатов в нефти. Максимальная концентрация сульфонатов
в воде наблюдалась в продукции скв. 2, 3 и 5 и составляла 0,6-
0,8 г/л (табл. 5.7). Наличие сульфонатов в воде регистрировалось в
течение длительного времени, от 6 до 8 мес. при отборе воды поряд-
ка 30-40 тыс. м3. Низкие концентрации сульфонатов наблюдались в
продукции скважин более длительное время (см. табл. 5.7).

Наличие сульфонатов в добываемой нефти отмечалось при анализе
продукции всех четырех добывающих скважин. Наиболее высокие
пики концентрации сульфонатов в нефти наблюдались в продукции
скв. Зи5,где содержание сульфонатов доходило до 30-50 г/п, что
близко к содержанию сульфонатов в закачиваемом мицеллярно
растворе. В нефти, так же как и в воде, наличие сульфонатов при
существенно более низкой их концентрации регистрировалось в
течение длительного времени (см. табл. 5.7).

Общая минерализация и жесткость водной фазы мицеллярного
раствора составила 10 г/л и 5 мг-зкв/л соответственно.

Появление в добываемой нефти сульфонатов примерно совпадало
сдериодомотносительногоснижения процентаобводненности. В это же
время отмечалась тенденция к некоторому снижению значений плот-
ности и коэффициента светопоглощения (7Ссп) нефти - от 0,60 до 0,56

В продукции всех четырех добывающих скважин было отмечено
наличие полиакриламида в воде, причем в очень малых концентра-
циях он определялся в воде даже ранее появления сульфоната. Мак
симальные концентрации полиакриламида в продукции скважин
различались в несколько раз. Наиболее высокое содержание полиа-
криламида в воде, сравнимое с закачиваемым, отмечалось в продук-
ции пьезометрической скважины и скв. 5 (760-780 мг/л), наиболее
низкое - в продукции скв. 3, почти на порядок ниже. Период присут-
ствия полиакриламида в воде был очень растянут.

Описанные результаты анализа продукции добывающих скважин
опытного участка на Центрально-Азнакаевской площади можно интер-
претировать следующим образом.

Анализ солевого состава добываемой воды показывает, что в
пределах участка в направлении от нагнетательной скважины к
добывающим скв. 4 и 5 вода, находившаяся в контакте с мицеллярным
раствором, имела по всему разрезу пласта в среднем необходимую
достаточно низкую жесткость и уровень минерализации, близкий к
минерализации водной фазы мицеллярного раствора. Это свидетель-
ствует о принципиальной возможности подготовки пласта к закачке
мицеллярных растворов на основе нефтяных сульфонатов путем
промывки его водой соответс1вующего состава в достаточно больших
объемах (несколько поровых объемов).

Отсутствие отклика солевого состава вод, добываемых скв. 2 и 3,
на закачку умягченной воды и предоторочки может объясняться
двумя причинами. Либо при режиме закачки этих жидкостей основной
поток был направлен от нагнетательной скважины преимущественно к
скв. 5 и 4, либо существенную долю продукции скв. 2 и 3 составляла
вода, поступающая из зоны вне экспериментального участка.

Данные о свойствах пласта и существующих градиентах давления
в районе участка свидетельствуют о возможности подтока жидкоств в
направлении с севера на юг.

В продукции пьезометрической скважины и всех добыва-
ющих скважин экспериментального участка было зарегистрировано
наличие компонентов мицеллярного раствора и полиакриламида.
Таким образом, можно считать, что мицеллярный раствор по некото-
рым интервалам разреза пласта прошел по площади всего экспери-
ментального участка. Высокие пиковые значения концентраций
сульфонатов в воде и нефти и полиакриламида в воде, большая
длительность периода в течение которых отмечалось наличие этих
компонентов в продукции скважин, появление компонентов мицел-

лярного раствора в продукции скважин вне экспериментального
участка, находящихся на значительном отдалении от нагнетательной,
позволяют сделать заключение о крайне неравномерном продвижении
нефтевытесняющих агентов по отдельным интервалам пласта.

Факт наличия сульфонатов в добываемой нефти в сочетании с тен-
денцией снижения Ксп дает серьезные основания полагать, что при
продвижении мицеллярного раствора по пласту происходили значи-
тельные изменения его состава и свойств, особенно при контакте его с
жесткой водой. Эти изменения заключались в потере раствором воды,
повышении содержания сульфоната и превращении в систему, смеши-
вающуюся с нефтью и плохо вытесняемую водой. В результате сопро-
тивление фильтрации возрастало, а продуктивность скважин соответст-
венно снижалась. Для вытеснения образующейся системы требуются
значительно большие градиенты давления, чем реализуются на Азна-
каевском опытном участке при расстояниях, значительно превыша-
ющих расстояния в известных промысловых испытаниях мицеллярно-
полимерного заводнения.

Такой процесс, видимо, произошел с мицеллярным раствором в
эоне пьезометрической скважины, в которую при проведении капи-
тального ремонта закачали высокоминерализованную воду с плот-
ностью 1,18 г/см3. Как видно из данных анализа продукции пьезомет-
рической скважины, некоторое количество сульфонатов мицелляр-
ного раствора, находившегося вне этой зоны, продвигалось вместе с
нефтью. Основная же его часть, как можно полагать, была удержана в
пласте, стала неподвижной и постепенно переходила в подошедшую к
скважине маломинерализованную воду. Подобные же изменения
происходили, по-видимому, с мицеллярным раствором, попавшим в
зону дренирования пласта скв. 2,3 и 4.

Объем дополнительной нефти с участка составил около 6 тыс. т.

В результате можно сделать следующие выводы.

1.	Результатами промысловых испытаний доказана принципиаль-
ная возможность вытеснения остаточной • после заводнения нефти
среднефазными мицеллярными растворами.

2.	В промысловых условиях удалось приготовить мицеллярные и
полимерные растворы требуемого качества, в том числе и при помощи
установки УМР 125/150. С технической точки зрения наибольшие
сложности связаны с закачкой рабочих агентов в пласт под высоким
давлением. В первую очередь это касается закачки раствора полиакри-
ламида, чувствительного к механической деструкции. Решение этой
проблемы требует разработки специализированного высоконапорного
насосного оборудования.

3.	Проведение испытаний сложных физико-химических методов
повышения нефтеотдачи, таких как мицеллярно-полимерное заводне-
ние, требует точного соблюдения запроектированной технологии и

осуществления комплексных геолого-промысловых и физико-
химических исследований, направленных на уточнение характеристик
пластовой системы, контроль за развитием процесса и оценку его
результатов.

4.	Нагнетание предоторочки (умягченной воды и раствора хлорис-
того натрия) в количестве суммарно более 50 % от объема порового
пространства в условиях опытного участка Центрально-Азнакаевской
плошади не обеспечило подготовки пласта к воздействию мицелляр-
ным раствором на основе сульфонатов. Практически по всей площади
экспериментального участка мицеллярный раствор вступал в контакт
с более жесткой и менее минерализованной, чем это допустимо, водой.
Это привело с сокращению объема оторочки и существенному сниже-
нию ее эффективности. Достижение оптимального уровня минерализа-
щи воды, насыщающей пласт, предварительной промывкой малоперс-
пективно, так как этот прием не обеспечивает опреснения воды в ме-
нее проницаемых пропластках и требует больших объемов закачки
воды на подготовительном этапе работ.

Более перспективное в условиях пластов, содержащих высокоми-
нерализованную воду, ~ использование мицеллярных растворов с
минерализацией водной фазы, равной минерализации воды, насы-
щающей лласты, и устойчивых при минерализации воды, изменяю-
щейся в определенных пределах. Для получения растворов такого
типа необходимы иные виды ПАВ.

5.	Регулированием отбора жидкости на скважинах Азнакаевского
опытного участка удалось достичь того, что мицеллярный раствор и
раствор полиакриламида прошли по всей площади пласта опытного
участка. Однако продвижение оторочки мицеллярного раствора по
отдельным направлениям и пропласткам быпо неравномерным как по
количеству, так и по скорости продвижения. Нагнетание раствора
полимера после мицеллярного раствора не обеспечило контроля за
подвижностью и равномерностью продвижения. Для повышения
эффективности мицеллярно-полимерного заводнения необходима
разработка методов и средств регулирования процесса, обеспечиваю-
щих высокий охват пластов с учетом реальной неоднородности кол-
лекторов и интерференции скважин.

Опыт, полученный в ходе промысловых экспериментов мицелляр-
но-полимерного заводнения на участках Ромашкинского месторожде-
ния, позволил разработать следующие рекомендации для дальнейшего
совершенствования метода.

1.	Выбор геометрии опытного участка. Реализация
метода в условиях разреженной, по сравнению с описанной в литера-
тУре, сетки скважин - более 4-6 га/скв - требует использования
обращенной пятиточечной системы их расстановки, позволяющей

избежать потерь рабочих агентов за пределами участка и снизить
затраты на бурение дополнительных скважин. Однако в проведенных
экспериментах столь редкая расстановка скважни себя не оправдала -
слишком велики оказались материальные затраты и сроки выполне-
ния работ. Первые испытания следует проводить на более маленьких
по площади участках или на отдельных скважинах по технологии
мини-тест, описанной в разделе 5.6.7.

2.	Изучение геолого-физических свойств пласта.
Имеющиеся сведения о пласте должны быть дополнены результатами
гидродинамических и индикаторных методов исследования сообща-
емое™ нагнетательной и добывающих скважин, после чего и должно
приниматься окончательное решение о проведении опытных работ на
выбранном участке и об их технологии.

Особое внимание следует уделить определению значения теку-
щей нефтенасыщениости пласта.

3.	Обеспечение оптимального фазового состояния
мицеллярного раствора. Поскольку композиции на основе
аниоиактивных ПАВ - нефтяных сульфонатов эффективны лишь при
жесткости контактирующей с ними воды не выше 5-10 мг-экв/л и при
невысокой катионобменной емкости породы, то:

в однородных терригенных коллекторах при жесткости воды до 50
мг-экв/л требуется прокачка нескольких поровых объемов пресной
воды с приемлемой жесткостью или закачка предварительной отороч-
ки воды, умягченной до уровня жесткости менее 1 мг-экв/л, объемы
прокачки должны обосновываться результатами лабораторного и
математического моделирования процесса замещения солей жесткос-
ти;

для уровней жесткости пластовой воды выше 50 мг-экв/л необхо-
дима разработка солестойких мицеллярных систем, не чувствитель-
ных к повышенной и непостоянной качественно и количественно
минерализации воды.

4.	Регулирование процесса вытеснения. Для обеспече-
ния равномерного продвижения и одновременного подхода оторочки
к добывающим скважинам необходимо поддерживать соотношение их
дебитов на уровне, установленном на основании данных о распределе-
нии по площади проводимости и емкостной характеристики пласта;
простои скважины должны быть сокращены до минимума.

Для предотвращения оттока жидкостей за пределы участка после
закачки мицеллярного раствора общий дебит добывающих скважин в
пластовых условиях должен быть равен расходу нагнетательпок
скважины.

5.	Техническое обеспечение. Требуется разработка специ-
ализированных высоконапорных насосов для закачки рабочих агентов
в пласты. Насосы для полимерного раствора должны быть тихоходными

плунжерными позволяющими снизить до минимума механическую
деструкцию макромолекул полимера при их прохождении через рабо-
чие органы насоса. С этой же целью узел диспергирования полимера и
напорные насосы следует располагать в непосредственной близости
чтобы обеспечить прохождение через насос неполностью растворен-
ного полимера.

Для поддержания на необходимом уровне дебитов добывающих
скважин на различных этапах мицеллярно-полимерного заводнения
требуются погружные насосы с подачей, регулируемой в широком
диапазоне.

5.6.	НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ МЕТОДА МИЦЕЛЛЯРНО-ПОЛИМЕРНОГО
ЗАВОДНЕНИЯ

5.6.1.	Отрицательные факторы, ограничивающие область эффективного
применения метода, и пути их преодоления

Механизм процессов, происходящих при мицеллярно-полимерном
заводнении нефтеводонасыщенной пористой среды, значительно
осложняется при переходе от условий лабораторных экспериментов к
реальным пластовым условиям. Многие естественные факторы прояв-
ляются сильнее, появляются и специфические, лабораторное модели-
рование которых затруднено или невозможно. Большинство из них
оказывает отрицательное влияние на процессы вытеснения нефти,
характер продвижения по пласту, свойства оторочек рабочих агентов
и, в конечном итоге, на эффективность применения метода.

К основным факторам, неблагоприятно влияющим на эффектив-
ность мицеллярно-полимерного заводнения, следует отнести:

потери ПАВ из мицеллярной оторочки или снижение их активности
в процессе ее продвижения по пласту, приводящее к неполному
вытеснению нефти из пористой среды;

гидродинамическое разрушение оторочек рабочих агентов, связан-
ное с неоднородностью реального пласта, неблагоприятным соотноше-
нием подвижностей и осуществлением процесса в той или иной систе-
ме скважин, что снижает охват пласта воздействием;

удерживание (защемление) мицеллярной системы в пористой
среде;

неодинаковая адсорбция активных компонентов (основных ПАВ -
сульфонатов и вспомогательных спиртов), приводящая к ’’хроматог-
рафическому” разделению их и, как следствие, к потере мицеллярной
оторочкой оптимальных свойств;

высокая стоимость и дефицитность реагентов, используемых для
приготовления рабочих агентов метода.

Кроме того поверхностно-активные вещества, используемые для
создания нефтевытесняющих композиций, и в том числе в процессах

ГТП'

Рис. 5.14. Область применимости ПАВ с
точки зрения температуры Т и солености
С(Кесселъ[55]).

1 — ПАВ, испытанные иа промысле; 2 —
ЛАВ имеются, но на промысле не испы-
таны; 3 — ЛАВ с ограниченной стабиль-
ностью; 4 — на имеется коммерчески
доступных ПАВ

мицеллярно-полимерного заводнения, имеют ограниченную область
применения с точки зрения солености пластовой воды и температуры
(рис. 5.14).

Потери ПАВ из мицеллярной оторочки связаны главным образом
со следующими явлениями;

осаждение в результате взаимодействия с поливалентными иона-
ми пластовой воды, входящими в состав глин и других минералов;

переход в неподвижную нефть (в частности для ПАВ сульфонатно-
го типа вследствие повышения ’’сродства” к нефти при переходе от
ватриевой к кальциевой форме);

адсорбция на породе.

Если проявление первых двух факторов можно в известной
степени подавить правильной разработкой состава мицеллярной
композиции, то на адсорбцию влиять значительно сложнее. Для этого
требуются особые технологические приемы.

Адсорбция зависит, в основном, от следующих факторов, характе-
ризующих пластовую систему и закачиваемый рабочий агент:

состав породы - коллектора (содержание глин, карбонатов);
средняя молекулярная масса ПАВ;

pH пластовой воды и содержание двухвалентных ионов (кальций,
магний);

химический состав ПАВ и нефтей.

Неоднородность реальных нефтяных пластов по проницаемости
приводит к снижению их охвата вследствие поступления относительно
меньших объемов рабочих агентов в менее проницаемые пропластки
или зоны, где эти объемы оказываются недостаточными для воздейст-
вия на все поровое пространство. Кроме того, при опережающем
продвижении вытесняющих оторочек по более проницаемым зонам
происходит практически необратимый переток нефти из зоны водо-
нефтяного вала, а также и мицеллярного раствора в гидродинамичес-
ки связанные низкопроницаемые области. Таким образом, в случае
гидродинамически единого неоднородного по проницаемости лласта

объем добытой нефти даже из высокопроницаемых зон оказывается
ниже, чем из таких же зон, но изолированных от зон с ухудшенной
проницаемостью.

Таким образом, перед промышленным внедрением наиболее
эффективного из известных методов повышения нефтеотдачи на
заводненных месторождениях - мицеллярно-полимерного заводне-
ния - стоит ряд нерешенных фундаментальных проблем, требующих
решения. В частности, необходимо:

1)	разработать агенты (мицеллярные системы и совместимые с
ними полимеры), применимые при повышенных минерализациях воды
(более 100 г/л) и пластовых температурах (выше 80 °C);

2)	лучше понять механизмы вытеснения остаточной нефти в
реальных пластовых системах;

3)	количественно оценить влияние неоднородности пластов на
механизмы вытеснения и разработать средства, направленные на
подавление ее отрицательного влияния;

4)	уменьшить потери ПАВ в пласте;

5)	установить зависимости между фазовым состоянием вытесняю-
щих систем и эффективностью их применения.

Рассмотрим результаты исследований, выполненных как в нашей
стране, так и за рубежом в области совершенствования составов
рабочих агентов метода и технологии их применения в промысловых
условиях.

5.6.2.	Перспективные технологические приемы

Применение любой технологии воздействия на пласты с целью
повышения нефтеотдачи, использующей поверхностно-активные
вещества, сталкивается с проблемой адсорбции, которая в значитель-
ной степени снижает эффективность технологий. Соответственно, на
подавление адсорбции направляются следующие технологические
приемы, исследуемые в настоящее время:

правильный подбор средней молекулярной массы ПАВ;

изменение pH в рабочих агентах (в предварительной оторочке и в
самом мицеллярвом растворе);

предварительное подавление центров адсорбции на породе за счет
закачки ’’жертвенных” реагентов, в том числе переводящими кальций
из раствора в нерастворимый осадок.

Так в качестве добавки к раствору, закачиваемому в виде предо-
торочки, может использоваться щелочной силикат или бикарбонат
натрия [63].

На изменение pH среды в области рабочих агентов направлена
новая модификация мицеллярно-полимерного заводнения - мицел-
лярно-щелочио-полимерное заводнение, отличающееся тем, что между

оторочками мицеллярного и полимерного растворов заключается
оторочка щелочного агента [60]. В лабораторных опытах из кернов
удавалось вытеснить более 80 % остаточной нефти, причем количество
ислользуемых основного и вспомогательного! ПАВ составляло при-
мерно одну треть от необходимого при ’’классической” технологии.

В некоторых случаях исследователи направляют свои усилия на
поиски компромиссных решений, позволяющих решить ту или иную
проблему при некоторой потере технологической эффективности
процесса, например предлагается подавать в пласт низкоконцентриро-
валиую мицеллярную композицию (с содержанием ПАВ менее 2 %)
нижнефазного типа, причем без последующего буфера подвижности
[61]. Такой прием позволяет:

устранить технические и технологические трудности, сопутствую-
щие закачке полимерного раствора;

поддерживать на более высоком уровне темп разработки место-
рождения благодаря неуменьшающейся (или уменьшающейся незна-
чительно) приемистости нагнетательных скважин;

значительно снизить затраты на процесс.

Количество дополнительно добываемой нефти непосредственно
зависит, как отмечалось, от фактора оторочки, т.е. произведения
объема оторочки мицеллярной системы на концентрацию ПАВ в ней.
Однако относительно способа реализации технологии единого мнения
нет — закачивать ли небольшой объем среднефазной системы при
относительно высокой концентрации либо увеличивать объем отороч-
ки, повышая таким образом ее устойчивость, при соответствующем
снижении концентрации ПАВ.

На подавление отрицательного влияния послойной и зональной
неоднородности пластов, выражающегося в неравномерном поступ-
лении оторочек рабочих агентов в разнопроницаемые зоны, направ-
лено регулирование продвижения фронта вытеснения при помощи
предварительной оторочки, имеющей соответствующий объем и
реологические свойства. Для этого в ее состав добавляют полимерный
загуститель, обеспечивающий в конечном итоге повышение охвата
неоднородного пласта.

5.6.3.	Новые peai енты

Поиск путей решения фундаментальных проблем, вставших перед
внедрением мицеллярно-полимерного заводнения, ведется и в направ-
лении разработки и испытания новых классов поверхностно-активных
веществ.

Один из типов ПАВ нового поколения получается путем периоди-
ческого или непрерывного культивирования особых бактерий. Преи-
мущества таких ПАВ бактериального происхождения было проде-
монстрировано в условиях лабораторных опытов [52], например один
208

из био-ПАВ, разработанных в Швейцарском Федеральном Технологи-
I ческом Институте, может применяться без вспомогательных ПАВ.
< Серия этих веществ, обозначенная PG, имеет рамнолипидную моле-
кулярную структуру, которой свойственны черты как основного, так и
вспомогательного ПАВ, что позволяет этим веществам иметь опти-
мальный, с точки зрения их применения в пластах, состав.

В опытах рамнолипиды серии PG заметно превосходили оптимизи-
рованные системы на основе сульфонатов, особенно в условиях повы-
шенной солености.

ПАВ другой группы, обозначаемой СЕ (карбонатметилированные
этоксилаты), продемонстрировали хорошую солесгойкость, низкие
удерживание и адсорбцию в пласте и относительно низкую стоимость.
Как и био-ПАВ, они не требуют вспомогательных ПАВ и, таким обра-
зом, не подвержены хроматографическому разделению в пласте.

Исследования, направленные.на поиск новых ПАВ, применимых
независимо от условий минерализации пластовых вод, ведутся в
различных научных центрах. К таким ПАВ относятся этоксилирован-
ные спирты и алкилфенолы, сульфаты, сульфонаты и карбоксилаты
спиртов и этоксилированных алкилфенолон, алкилбетаины, алкил-
сульфабетаины, сульфонаты альфаолефинон [63]. В частности послед-
ний класс веществ, обозначаемый АОС, характеризуется умеренной
стоимостью, приготовление мицеллярных систем на их основе неслож-
но, и системы имеют низкие межфазные натяжения при высоких и
непостоянных по величине солености и содержании в воде двухва-
лентных ионов. Предпочтение по экономическим соображениям
отдается применению АОС в виде водных растворов, которые способ-
ны в пласте солюбилизировать определенное количество нефти.
Нефтесодержавие в таких системах зависит от температуры и содержа-
ния спиртов со средней молекулярной массой (С3-С5). К недостаткам
систем на основе АОС относится их окисление растворенным в воде
кислородом и связанная с этим повышенная адсорбция. Способы
устранения недостатков рассматриваемых систем разрабатываются.

В сообщениях четвертого Европейского симпозиума, посвященно-
го проблеме повышения нефтеотдачи, который состоялся в октябре
1987 г. в г. I амбурге, также бып предложен ряд новых ПАВ [54]. Их
применение направлено на совершенствбвалие метода мицеллярно-
полимерного заводнения, главным образом, с точки зрения повыше-
ния солестойкое™ и температуры устойчивости применяемых мицел-
лярных систем и полимерных загустителей для буферных оторочек.
Так, в докладе Бальцера рассматривается комбинация ПАВ, обладаю-
щих ’’противоположными” свойствами: гидрофильных — карбоксиме-
тилированиых этоксилатов и гидрофобных - диалкилбензосульфона-
тов с добавкой изобутаиола. Эти системы разработаны для условий
высокой температуры и значительных градиентов солености. Удер-

живание входящих в систему компонентов в пласте относительно
невелико и, главное, сходно по величине, что предотвращает потерю
системой оптимальных свойств вследствие хроматографического
разделения. Опыты на кернах показали хорошую эффективность
рассматриваемых систем при вытеснении остаточной нефти.

Вестеркамп и Менц сообщили также о комбинации неионогенных и
анионактивных ПАВ, имеющей необходимые параметры солюбилиза-
ции и фазовое состояние. Исходным было неионогенное ПАВ, к которо-
му прибавляли гидрофобное или гидрофильное аниовное ПАВ. Такие
системы могут отвечать условиям применения ва месторождениях с
широким спектром пластовой температуры и минерализации. Это
достигается благодаря изменению соотношения двух поверхностно-
активных компонентов или химической структуре НПАВ. В комбина-
ции с ксантановым буфером подвижности эти системы показали
высокую эффективность при лабораторных опытах на нефтевытесне-
ние, причем даже при концентрациях ПАВ ниже 1 %.

Другому классу веществ был посвящен доклад фон Халаша. Это -
сополимеры, основанные на винилсульфонатах, виниламидах и
акриламидах. Добавки к ним алкилфеиолэтоксилатов и соответствую-
щих эфирсульфонатов улучшают совместимость с пластовыми система-
ми и вязкостные характеристики в условиях высоких температур и
минерализации.

Исследования, результаты которых докладывались Бавьером и
другими, были направлены на разработку мицеллярных систем приме-
нительно к условиям месторождений Северного моря, имеющих
высокие пластовые температуры и соленость вод- Использовались сле-
дующие ПАВ: альфаолефиновые сульфонаты, этоксилированные
сульфонаты и эфиры альфасульфированных жирных кислот. Однако
являясь нечувствительными к повышенной минерализации, получен-
ные системы обладали невысокой стабильностью вследствие окисле-
ния и гидролиза, усиливающихся! с ростом температуры. Авторы
предлагают для устранения этого отрицательного явления добав-
лять низкомолекулярный спирт или изменять pH в сторону создания
щелочной среды.

5.6.4.	Внутрипластовое образование мицеллярных систем

С целью удешевления мицеллярной системы на основе нефтяных
сульфонатов во ВНИИ было предложено закачивать в пласт водную
дисперсию поверхностно-активных компонентов таким образом, чтобы
мицеллярный раствор образовывался непосредственно в пласте в
результате контакта закачиваемой дисперсии с нефтью [17].

В выполненных лабораторных экспериментах закачивали водную
дисперсию ПАВ следующего объемного состава (%): нефтяной сульфо-

нат со средней молекулярной массой 450 (активное вещество - 62%) -
9; водорастворимый сульфонат со средней молекулярной массой 350
(активное вещество - 72 %) — 1; изопропиловый спирт - 3; углеводо-
родная жидкость (весульфированное масло + керосин)- 8; 1 %-ный
раствор F’aCl- 79. Оторочку дисперсии продвигали по модели пласта
буферной жидкостью - раствором полиакриламида (в количестве 0,5
от объема пор модели) и затем водой.

Были экспериментально установлены условия образования ми-
целлярных систем в пласте в процессе перемещения по нему закачи-
ваемой водной дисперсии ПАВ. Углеводородным компонентом обра-
зующейся системы служила остаточная в пласте нефть.

Испытанные мицеллярные системы обеспечивали формирование
устойчивого водонефтяного вала и извлечение вместе с ним основной
части остаточной после заводнения нефти.

Перспективность данной технологити во многом зависит от того,
насколько точны сведения о составе и свойствах нефти, содержащейся
в пластах рассматриваемого месторождения, и действительно ли
разработанный состав закачиваемой дисперсии обеспечит при контак-
те с ней образование мицеллярной системы с требуемыми свойствами.
Ведь осуществить контроль за процессом образования системы в
пласте практически невозможно, если не считать отбора контрольных
проб из скважин, находящихся в зонах, пройденных фронтом отороч-
ки в процессе вытеснения.

5.6.5.	Разработка мицеллярных композиций на основе
неионогенных 11АВ

Одно из направлений исследований, выполненных во ВНИИ, —
поиск мицепляриых композиций на основе менее дефицитных, чем
нефтяные сульфонаты, реагентов. В частности совместно с институтом
неорганической химнн СО АН СССР были разработаны и испытаны в
лабораторных условиях системы, включающие смеси водо- и масло-
растворимых неионогенных ПАВ, воду и углеводородную фазу [7].

По данным предварительной оценки их фазового состояния луч-
шими среди имевшихся образцов свойствами обладала система сле-
дующего объемного состава (%): альфапол-4 - 10,5; ОП-Ю - 4,5; керо-
син - 69, вода — 16. Эта система, близкая к микроэмульсии Штила по
Винзору, солюбилизировала практически равное перионачальному
объему системы количество нефти, после чего имела на границах как с
нефтью, так и с водой межфазное натяжение ниже 0,01 мН/м. Ее вяз-
кость в зависимости от количества солюбилизированной нефти изме-
нялась от 5,2 до 13,6 мПа • с. Микроэмульсию указанного состава
Использовали в экспериментах по вытеснению остаточной нефти.

Результаты экспериментов оказались» обнадеживающими. Коэф-
фициент вытеснения остаточной нефти достигал 85-90 %. Однако при
этом нефть вытеснялась частично в виде вала насыщенностью 0,6—0,7,
а частично в виде эмульсии с нефтесодержанием 0,3-0,4, которая
разделялась на нефть и воду при нагревании до 70-80 "С.

Возможность вытеснения из пластов остаточной нефти оторочками
систем на основе неионогенных ПАВ и перспектива производства этих
реагентов для нужд отечественной нефтяной промышленности свиде-
тельствуют о целесообразности из дальнейших исследований по
следующим главным направлениям: оптимизация составов (в первую
очередь снижение содержания ПАВ и углеводородов); углубленное
изучение механизма вытеснения нефти их оторочками; отработка
технологии применения мицеллярных: систем на основе неионоген-
ных ПАВ в промысловых условиях.

5.6.6.	Технология на основе поверхностно-активных
полимерсодержащих составов

Одна из разновидностей мицеллярно-полимерного заводнения,
разрабатываемая в институте Гипровостокнефть, - технология, пре-
дусматривающая использование в качестве основного нефтевытсс-
няющего агента поверхностно-активных понимерсодержащих соста-
вов (ПАПС). Эти агенты представляют собой коллоидные смеси ПАВ
(нефтяного сульфоната марки ГПА) и водорастворимого полимера
(полиакриламида) в водном растворе. При фильтрации в пористой
среде они проявляют неныотоновские свойства. Технология примене-
ния ПАПС основава на принципе ’’градиента солености” — ее отличи-
тельный признак - закачка перед вытесняющей оторочкой предото-
рочки воды с содержанием солей выше их концентрации в ПАПС [8].

Лабораторными исследованиями установлено, что ПАПС более
эффективны, чем водные мицеллярные растворы без добавки полиак-
риламида. Найдены оптимальные значения содержания солей, в том
числе кальция и магния, в предоторочке, обеспечивающие наиболь-
ший коэффициент вытеснения остаточной нефти, достигающей 97 %.
ПАПС, выгодно отличающиеся недефицитностью используемых реаген-
тов и относительно низкой стоимостью, рекомендуются авторами для
испытаний в промысловых условиях с целью интенсификации эксплуа-
тации скважин и для повышения нефтеотдачи пластов.

5.6.7.	Технология испытания мицеллярных растворов на призабойных
зонах скважин

Сложность процессов, происходящих в реальном нефтеводонасы-
щенном пласте при закачке в него мицеллярно-полимерных раство-
212

ров, вынуждает подходить к их исследованию и разработке промыш-
ленных технологий на их основе комплексно и поэтапно. Основные
этапы, предшествующие внедрению технологий:

пабораторное и теоретическое изучение;

предварительные испытания в промысловых условиях;
опытно-промышленные работы на сетке скважин.

До настоящего времени предварительным испытаниям нефтевытес-
няющих композиций в условиях конкретных месторождений (второй
этап) уделялось недостаточное внимание.

Цель этого этапа - определение в геолого-физических условиях
месторождений — кандидатов на внедрение мицеллярно-полимерного
заводнения эффективности разработанной в лаборатории композиции
закачкой ее небольших объемов в пласт. Одновременно можно отраба-
тывать технологию приготовления и закачки рабочих агентов.

Институтами ВНИИ, Гипровостокнефть, ВНИПИнефтепромхим
разработана технология предварительных испытаний мицеллярных
растворов и других композиций на основе ПАВ путем обработок
призабойных эон скважни (как добывающих, так и нагнетательных).
Такое испытание, условно названное мини-тест, может быть проведено
как на отдельных скважинах, так и в системе одна нагнетательная -
одна добывающая скважина.

С технологической точки зрения применение агентов, эффектив-
ных в рассматриваемых условиях, должно сопровождаться улучше-
нием характеристик призабойной зоны и, как следствие, увеличением
производительности скважин.

В нагнетательных скважинах, используемых под закачку подто-
варных и сточных вод, это связано с удалением из призабойной зоны
остаточной нефти и соответствующим увеличением фазовой проницае-
мости для воды. Опыт, имеющийся в отечественной и мировой практи-
кеЛсвидетельствует о возможности повышения приемистости скважин
в 1,5-2 раза после обработок мицеллярными композициями, разрабо-
танными с учетом условий конкретного объекта. Кроме того если
испытываемая композиция, помимо нефтевытесняющих свойств,
обладает и способностью избирательно влиять на проницаемость
отдельных пропластков, то в результате мини-теста должно произойти
выравнивание профиля приемистости скважин, вскрывших слоисто-
неоднородные пласты.

При подборе нагнетательных скважин, в том числе и переводимых
из добывающих, для минн-тестов исходят из следующих соображений:
закачивается вода,, загрязненная углеводородами;

продуктивный пласт представлен песчаником проницаемостью не
ниже 50 мкм3;

в призабойной зоне нет макротрещин.

Увеличение производительности добывающих скважин связано,
во-первых, с удалением из призабойной зоны пласта воды (пластовой
или попавшей в пористую среду при бурении или глушении скважины)
благодаря ее солюбилизации композицией. Во-вторых, мицеллярный
раствор, выступая как растворитель, способен отмывать пласт от
тяжелых компонентов нефти, которые часто осаждаются в призабой-
ной зоне вследствие нарушения термодинамического режима.

Добывающие скважины выбираются для проведения испытаний с
учетом следующего:

продуктивность ухудшена по сравнению с той, что характерна для
данных геолого-промысловых условий;

продукция скважины безводна;

пласт представлен по возможности однородным песчаником;

в призабойной зоне нет макротрещин.

Понятно, что в скважинах, на которых планируется проведение
минн-тестов, эксплуатационные колонны должны быть герметичны,
должны отсутствовать заколонные перетоки жидкости, выбранный
продуктивный пласт должен эксплуатироваться раздельно.

Объем испытываемого агента, подаваемый в пласт Уа, определяет-
ся по формуле:

Уа— лтКвы^)3П^}

где т и Ьэ - пористость и эффективная толщина пласта соответственно;
КВЫ1 — коэффициент вытеснения нефти испытываемым агентом; Йу -
радиус зоны ухудшенной проницаемости пласта (определяется на
основании данных гидродинамических исследований или, при их
отсутствии, принимается равным 3-4 м).

Последовательность операций при мини-тестах, проводимых на
нагнетательных скважинах: остановка, циркуляционная промывка
ствола скважины и забоя, установка пакера; при необходимости -
закачка предварительного водного раствора (не менее 15 мэ на 1 м
толщины пласта) для обеспечения необходимого фазового состояния
испытываемой композиции; приготовление и закачка расчетного
объема испытываемой композиции при давлении ниже давления
гидроразрыва; переход к обычной закачке воды от системы ППД.

В случае проведения мини-теста на добывающей скважине после
ее остановки и промывки забоя эксплуатационную половину запол-
няют безводной нефтью (добываемой данной скважиной или соседни-
ми, эксплуатирующими тот же пласт). Затем устанавливают пакер и
закачивают испытываемую композицию при давлении ниже давления
гидроразрыва, а вслед за ней - продавочную жидкость (керосин,
легкие фракции нефти) из расчета 10-25 мэ на 1 м толщины пласта.
После чего возобновляют эксплуатацию скважины.

Увеличив объем закачки испытываемого агента до 3-5 мэ на 1 м

толщины пласта и ’’выдержав” агент в призабойной зоне в течение
2-3 сут, можно оценить изменения, происходящие с ним при контак-
тировании с породой - коллектором и насыщающими ее флюидами.
Для этого после ’’выдержки” скважину пускают на самоизлив и
ананиэируют состав проб ее продукции, отбираемых постоянно до того
момента, когда объем добытой продукции составит не менее чем три
объема закачанной при мини-тесте жидкости.

Если позволяют имеющиеся объемы испытываемых реагентов и
условия приготовления, можно провести массовые мини-тесты на
многих скважинах данного объекта, причем при соответствующих
изменениях в технологии испытаний их можно совместить с опера-
циями глушения перед ремонтными работами, с освоением вновь
пробуренных скважин и т.д.

Оценка результатов мини-тестов основывается на данных об
изменении режима работы скважин (продуктивность, приемистость,
профиль приемистости, скин-фактор), а также на результатах физико-
химических исследований, которые в общих чертах повторяют иссле-
дования, проводимые при опытно-промышленных работах на сетках
скважин. Помимо этого ценный практический опыт накапливается в
процессе приготовления испытываемых композиций в промысловых
условиях и их закачки через скважины в пласт.

Мицеллярно-полимерное заводневие по своим потенциальным
возможностям - наиболее эффективный метод вовлечения в доразра-
ботку остаточных запасов нефти, на которых традиционные методы
воздействия, в том числе обычное заводнение, уже исчерпали свои
возможности. При помощи мицеллярных растворов в определенных
условиях возможна добыча половины объема остаточной после завод-
нения нефти. В то же время несмотря на то, что исследования метода
ведутся более 25 лет, многие вопросы, связанные с его физико-хими-
ческими основами и с практической реализацией, остаются недостаточ-
но изученными.

С точки зрения фазового состояния, это вопросы обеспечения
стабильности необходимой вязкости систем и сверхнизкого межфаз-
ного натяжения на контакте с нефтью и водой в широком диапазоне
пластовых условий. В первую очередь это относится к повышенным
температуре и минерализации. Вместе с тем необходимо, чтобы техно-
логичные композиции оказались приемлемыми с экономической
точки зрения.

Механизм формирования и движения характерных зон, связан-
ных с процессом мицеллярно-полимерного заводнения в основном
выяснен в опытах на линейных образцах однородной пористой среды.
Но для обоснования промышленной технологии метода необходимы
комплексные исследования, имеющие целью более глубокое понима-
ние особенностей, связанных с условиями реальных пластов. Особенно

это относится к влиянию, которое оказывает на продвижение и устой-
чивость оторочек рабочих агентов такие неизбежные факторы, как
геологическая (послойная, зональная, распределение пор по размерам,
трещиноватость и т.д.) и другие виды неоднородности (изменчивость в
объеме пласта насыщенности нефтью и ее свойств, солености воды,
минерального состава коллектора и т.д.). Кроме того, на рабочие
агенты влияют процессы ионного обмена и удерживания в пористой
среде, а также гидродинамическое перемешивание, которые ускоряют
разрушение оторочек. Не менее важны вопросы контроля и регулиро-
вания продвижения в пласте, вскрытом системой скважин, относи-
тельно небольших оторочек рабочих агентов. От решения этих вопро-
сов зависит полнота охвата пласта процессом вытеснения.

Успешность применения мицеллярно-полимерного заводнения
тесно связана со многими технико-технологическими и организацион-
ными условиями. Это — необходимость работоспособных технических
средств для приготовления и закачки рабочих агентов, обеспечение
непрерывной эксплуатации скважин в требуемом режиме, своевре-
менное проведение и интерпретация результатов промысловых иссле-
довательских работ. Наконец, внедрение мицеллярно-полимерного
заводнения требует строгого соблюдения запроектировалиой техноло-
гии и высокой квалификации всех работников, участвующих в реали-
зации процесса.

6.	УВЕЛИЧЕНИЕ ОХВАТА ПЛАСТОВ ПОСЛЕ ЗАВОДНЕНИЯ
ОБРАБОТКОЙ СКВАЖИН

6.1.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ФОРМИРОВАНИИ КОЭФФИЦИЕНТА
НЕФТЕОТДАЧИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ

Коэффициент нефтеотдачи представляет собой долю извлекаемых
запасов от геологических. Запасы нефти после заводнения в пласте
остаются в виде рассеянной нефти в зонах или в прослоях, где прошла
закачиваемая вода, и в виде не заводненных целиков и прослоев.

Коэффициент нефтеотдачи г) характеризуется следующим соотно-
шением:

П ~ Пв Оох» Пох = Псет Праэр-

Здесь цв - коэффициент вытеснения; г)ох - коэффициент охвата
заводнением по объему пласта; псет - коэффициент охвата пласта
сеткой скважин площади; цр4зр - коэффициент охвата заводнением по
разрезу пласта.

Коэффициент вытеснения изменяется от 0,3 до 0,8 и в среднем

составляет 0,7. Данный коэффициент зависит от физико-химических
свойств породы, нефти и вытесняющего агента. Коэффициент охвата
сеткой скважин зависит от плотности сетки скважин, от соотношения и
расположения нагнетательных и добывающих скважин. Коэффициент
охвата пласта по разрез-' пласта в основном зависит от степени неодно-
родности пласта по разрезу.

При заводнении неоднородных пластов нагнетаемая вода в первую
очередь движется по высокопроницаемым прослоям, что приводит к
прогрессирующему обводнению скважин при незначительной доле
охваченных заводнением запасов нефти. Так, например, уже на на-
чальной стадии разработки Юрчукского месторождения анализ по
35 скважинам показал, что из всей нефтенасыщениой толщины (12,4 м)
активно вырабатывается только 5,5 м [34], т.е. охват заводнением
пласта составляет только 44 %. Коэффициент охвата пластов заводне-
нием низок и на других месторождениях. Так на Тапинском месторож-
дении ои составляет 30 %, а на Самотлорском (пласт А2_3) - около
50%.

Из изложенного вытекает вывод о том, что главная задача воз-
действия на призабойные зоны пластов - выравнивание профилей
приемистости нагнетательных и профилей отдачи добывающих сква-
жин. К сожалению лишь не более чем в 5 % скважин обработки прово-
дятся с указанной целью. Более того многократные солянокислотные
обработки часто, наоборот, приводят к уменьшению охвата пластов
заводнением на 15-75 %.

РОЛЬ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ В ИНТЕНСИФИКАЦИИ
ДОБЫЧИ НЕФТИ И НЕФТЕОТДАЧЕ ПЛАСТА

Основная проблема нефтедобывающей промышленности на протя-
жении многих лет - увеличение нефтеотдачи пластов и темпов разра-
ботки нефтяных залежей. Эффективность разработки нефтяных место-
рождений во многом определяется качественной и бесперебойной
работой добывающих и нагнетательных скважин, которая, в свою
очередь, определяется состоянием призабойной зоны пласта. Эта
область пласта наиболее подвержена различным физико-химическим и
термодинамическим изменениям (колебаниям температур и давле-
ний). При этом призабойная зона является той частью пласта, о кото-
рой технологии и по разработке нефтяных месторождений имеют
наибольшую информацию и на которую можно наиболее эффективно
воздействовать с целью улучшения ее состояния.

Эффективность работы добывающих и нагнетательных скважин во
многом определяет характер процесса выработки нефтесодержащих
пластов. Качественная и бесперебойная эксплуатация скважин зави-
сит от геологических и технологических факторов. Под качественной

эффективной работой скважин понимается эксплуатация их с дебита-
ми нефти, равными потенциальным возможностям пласта при полном
охвате его процессом фильтрации. Фактические дебиты скважин по
нефти чаще бывают ниже потенциальных из-за снижения абсолютной и
фазовой проницаемости пород призабойной зоны для нефти под влия-
нием технологических факторов. В этих случаях возникает необходи-
мость в воздействии на призабойную зону пласта (ПЗП) теми или
иными методами с целью восстановления дебитов скважин.

В последние годы все больше вводится в разработку месторожде-
ний, представленных низкопроницаемыми пластами или пластами
разной проницаемости (геологический фактор).

В этих условиях существенное снижение фильтрационных сопро-
тивлений течению жидкости в небольшой зоне вокруг добывающих и
нагнетательных скважин за счет увеличения абсолютной проницае-
мости, активного воздействия на насыщающие его флюиды, подключе-
ния в работу ранее не вовлеченных в фильтрацию или слабо дренируе-
мых пропластков приведет к интенсификации добычи нефти, возрас-
танию охвата пласта воздействием, а следовательно и нефтеотдачи.

6.3.	ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОИ^ПРЕДОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ
ВОЗДЕЙСТВИЯ на пласты

К геологическим факторам, предопределяющим целесообразность
воздействия на пласты, относятся:

низкая абсолютная проницаемость пласта — коллектора;

низкая фазовая водопроницаемость пласта — в призабойной зоне
пласта вокруг нагнетательной скважины и нефтепроявлениями вблизи
добывающих скважин;

зональная неоднородность пласта - коллектора по проницаемости;
слоистая неоднородность пласта - коллектора по проницаемости.
На месторождениях страны выделяется пять видов слоистой
неоднородности, а следовательно столько же типов геологического
разреза в пределах эксплуатационного типа.

Первый вид включает в себя относительно однородные высокопро-
ницаемые (выше 0,05 мкм2) продуктивные породы без непроницаемых
прослоев.

Второй вид включает в себя относительно однородные низкопро-
ницаемые (ниже 0,05 мкм2) продуктивные породы без непроницаемых
прослоев. Скважины, вскрывшие второй вид коллектора, нуждаются в
периодическом воздействии на призабойную зону.

Третий тип включает в себя продуктивные породы, составленные
нефтенасыщенными пропластками разной проницаемости, разделен-
ные между собой непроницаемыми пропластками. Отношение прони-
паемостей пропластков может достигать 10 и выше.

Четвертый тип включает в себя продуктивные породы, составлен-
ные нефтенасыщенными слоями разной проницаемости, которые
полностью контактируют друг с другом (без непроницаемых пере-
мычек).

Пятый тип включает в себя продуктивные породы, составленные
нефтеносными слоями разной проницаемости, которые между собой
разделены прерывистыми непроницаемыми прослоями, т.е. нефтенасы-
щенные прослои разной проницаемости контактируют между собой
местами через литологические окна.

В каждом эксплуатационном объекте выделяются от двух до
десяти и более слоев (виды 3, 4 и 5), которые могут различаться по
проницаемости. Скважины, вскрывшие третий, четвертый и пятый
типы разреза, нуждаются в работах по выравниванию профилен прие-
мистости продуктивности, в том числе в интенсификации приемистос-
ти или притока из низкопроницаемых пропластков.

6.4.	ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОРИЧЕСКЙВ ФАКТОРЫ СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ
ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ПЛАСТА

К причинам снижения проницаемости ПЗП нагнетательных сква-
жин относятся:

частичная или полная кольматация порового пространства пласта
твердой фазой глинистого раствора в процессе вскрытия пласта буре-
нием и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости
при проведении в скважине ремонтных или других работ;

кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами корро-
зии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;

повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропласт-
ков, примыкающих к призабойным зонам нагнетательных скважин,
особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и
переведены под нагнетание воды;

кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при
нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;

набухание глин породы - коллектора при взаимодействии с
пресной водой и растворами некоторых химреагентов (например,
щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта,
особенно ннзкопроницаемых прослоев;

снижение проницаемости породы коллектора на 15-60 % (может
произойти при смене минерализованной пластовой воды на пресную
из-за усиления эффекта потенциала течения).

К причинам снижения проницаемости ПЗП добывающих скважин
относятся:

частичная или полная кольматация порового пространства пласта
твердой фазой глинистого раствора при вскрытии бурением и перфора-
иией;

глубокое проникновение фильтрата глинистого, раствора в пласт
в процессе вскрытия его бурением и увеличение содержания воды в
ПЗП;

глубокое проникновение пресной или соленой воды в пласт при
глушении или промывке скважины в период ее эксплуатации и увели-
чение содержания воды в ПЗП, а также при остановке скважин с
обводненными интервалами пласта;

кольматация ПЗП механической примесью и продуктами коррознн
скважинного оборудования при глушении или промывке скважины в
период ремонтных работ;

выпадение в ПЗП асфальтсгсмолистых парафиновых отложений и
солей из-за изменения термодинамических условий;

набухание (а также диспергирование и переотложение) глинистого
цемента породы — коллектора под влиянием пресной воды, проник-
шей в ПЗП со стороны как добывающей, так и нагнетательных сква-
жин;

образование водонефтяной эмульсии при проникновении в ПЗП
пресной воды (или фильтрата промывочной жидкости); при этом
возникают значительные сопротивления продвижению нефти к забою
скважины.

Пресная вода (или фильтрат промывочной жидкости) при вводе
скважины в эксплуатацию из пласта полностью не удаляется, часть ее
удерживается молекулярно-поверхностными и капиллярными силами
в поровых каналах (объем удержанной воды тем больше, чем ниже
проницаемость коллектора). В результате возрастания водонасыщен-
носТи ПЗП снижается фазовая проницаемость для нефти. В условиях
месторождений Западной Сибири повышение водонасыщенности на
10-15 % может снизить фазовую проницаемость для нефти в 2 - 3 раза.

Образование зоны проникновения в призабойной зоне скважин в
процессе бурения происходит вследствие изменения давления в
скважине [45]. Если в скважине давление выше начального пластово-
го, то в призабойную зону начинает проникать вначале промывочный
раствор, а затем фильтрат промывочного раствора. Вследствие этого
образуется зона кольматации вокруг скважины, которая может резко
снизить потенциально возможный дебит скважины. Имеются случаи,
когда в скважине после бурения приток жидкости вообще отсутст-
вует- Процесс внедрения промывочного раствора в пласт происходит
при увеличении циклов изменения давления в самой скважине. При
этом происходит резкое уменьшение фазовой проницаемости для
нефти или газа. Объем внедрившегося раствора тем больше, чем
больше в процессе бурения возникают перепады давления между
забойным и пластовым давлениями. Кроме того глубина проникнове-
ния промывочного раствора и его фильтрата в пласт зависит от его
состава и свойств, а также от свойств продуктивного пласта. Глубина

образования кольматированной зоны вокруг забоя скважины состав-
ляет от одного сантиметра до нескольких метров.

В зависимости от состава промывочного раствора при первичном
вскрытии пласта дебит скважины может существенно различаться.
Так, например, в объединении „Пермнефть” [14] на Кокуйском место-
рождении на трех скважинах был выполнен следующий эксперимент.
Все три скважины были пробурены при разных технологиях вскрытия.
Цо промысловым и геофизическим данным оценка максимально
возможных дебитов составила 18-20 т/сут. Дебит 0,9 т/сут получен в
скважине, вскрытой глинистым раствором. В скважине, пробуренной с
промывкой полимеросолевым раствором пониженной плотности с
КМЦ и КССБ, дебит составил 10 т/сут. Дебит в скважине 21 т/сут полу-
чен со вскрытием продуктивного пласта промывочным раствором на
углеводородной основе с добавкой химреагентов. Из приведенных
данных видно, что на начальный дебит скважины сильное влияние
оказывает состав применяемого раствора при вскрытии продуктивно-
го пласта. Формирование нефтеотдачи пласта начинается со вскрытия
пласта. Кольматация некоторых прослоев пласта при первичном
вскрытии пласта приводит сразу же к понижению текущего и конечно-
го значений-коэффициента нефтеотдачи.

При освоении скважнн после бурения применяются различные
виды обработок скважин, главные из которых — кислотные. Часто
раствор соляной кислоты проникает по наиболее проницаемым про-
слоям, а низкопроницаемые прослои остаются не освоенными или
слабо освоенными. Здесь многократные солянокислотные обработки
приводят к еще большему увеличению степени неоднородности пласта
по проницаемости, что в конечном счете приводит к снижению охвата
продуктивных пластов воздействием заводнения.

Для определения влияния многоразовых кислотных обработок на
коэффициент охвата пласта заводнением в работах [40, 41] проанали-
зирован эффект по всем нагнетательным скважинам Чутырской пло-
щади Чутырско-Киентопского месторождения, по которым сняты
профили приемистости. По многим скважинам обработки повторялись
многократно. После ввода скважины из бурения средний коэффициент
охвата не превышал ОД После первой, второй и третьей обработок
скважин коэффициент охвата соответственно составлял 0,5; 0,3 и 0,2.
Эти данные говорят о резком снижении эффективности многоразовых
обработок призабойных зон пластов и о необходимости проведения
обработок с обязательным предварительным блокированием высоко-
проницаемых прослоев гелями.

Результаты лабораторных исследований, приведенные в работе
[411 показывают, что степень восстановления проницаемости приза-
бойной части пласта зависит от времени кольматации. В связи с этим
освоение скважин необходимо производить сразу же после бурения.

6.5.	ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ОПЕРЕЖАЮЩЕГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ
И ОБВОДНЕНИЯ ОТДЕЛЬНЫХ ПРОПЛАСТКОВ

Основные причины опережающего вытеснения нефти и обводнения
отдельных пропластков следующие:

высокая слоистая неоднородность продуктивного пласта по
абсолютной проницаемости;

совместная эксплуатация высокопроницаемых монолитных
песчаников и низкопроницаемых (как правило, тонкослоистых)
прослоев, разделенных прерывисто или непрерывно непроницаемыми
прослоями глин;

частичное или полное отключение отдельных нефтенасыщенных
прослоев из процесса выработки под влиянием технологических
факторов;

опережающее продвижение воды по нефтенедонасыщенным
интервалам в зоне ВНК.

Исходя из изложенного, следует считать, что в процессе заводне-
ния многопластовых нефтяных месторождений, включающих в себя и
низкопроницаемые коллекторы, происходит частичное или полное
„отключение” из разработки в первую очередь малопроницаемых
слоев. Об „отключении” некоторых прослоев из разработки говорят
результаты промысловых исследований профиля приемистости и
притока. Прямое свидетельство „отключения” отдельных слоев из
процесса заводнения (разработки) - устойчивый рост содержания
нефти при самовзливе нагнетательных скважин, в которые ранее были
закачаны сотни тысяч кубических метров воды.

В случае, когда нефтенасыщенные разнопроницаемые слои пол-
ностью контактируют друг с другом, ухудшение фильтрационных
свойств слоев в призабойной зоне пласта не приводит „к отключению”
их из разработки, так как в этих случаях имеют место межпластовые
перетоки.

Отрицательное воздействие изложенных факторов на приемис-
тость нагнетательных и продуктивность добывающих скважин в
значительной степени усиливается в условиях сложных по минерало-
гии и гранулометрическому составу полимиктовых пород месторожде-
ний Западной Сибири. Это воздействие чрезвычайно усложняет про-
цесс заводнения нефтяных залежей. Более того, это может исключить
низкопроницаемые коллекторы из числа тех объектов, на которых
может быть эффективно реализована технология заводнения. Вот
почему обработки нагнетательных и добывающих скважнн на место-
рождениях следует отнести к важной составной части технологии
рациональной разработки нефтяных залежей.

6.6.	ОБЩАЯ СХЕМА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТЫ

6.6.1.	Сущность воздействия на пласты обработками скважин

Особенности нефтяных месторождений - многопластовость,
зональная и слоистая неоднородность горизонтов по проницаемости,
полимиктовый тип коллектора с достаточно высокой глинистостью и
удельной поверхностью, большое содержание остаточной воды (до 50 %
и более), малая карбонатность (в среднем около 5 %), низкая минера-
лизация пластовых вод, малая вязкость пластовых нефтей большинст-
ва залежей, высокая температура пластов (до 60-130 °C), наличие
большей доли запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах и т.д.
Нефть вытесняется из пластов закачиваемой с поверхности сеноманс-
кой, подтоварной или речной водами.

При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщен-
ности продуктивных горизонтов происходит опережающее обводнение
высокопроницаемых и водонасыщенных нефтью пластов (прослоев) и
участков эксплуатационного объекта и частичное или полное „отклю-
чение” из процесса выработки средне- и низкопроницаемых прослоев.
Вероятность „отключения” прослоев тем выше, чем ниже гидродина-
мическая связь между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми
пластами по площади залежи, выше разница в проницаемости слагаю-
щих разрез пластов, меньше песчанистость разреза, а также эффектив-
ная толщина низкопроницаемых тонкослоистых прослоев. На залежах
с такими продуктивными горизонтами имеется необходимость массо-
вого применения (по определенной системе) методов воздействия на
призабойную зону пласта с целью выравнивания профиля приемистос-
ти нагнетательных скважин и интенсификации процесса выработки
запасов нефти из низкопроницаемых пластов (прослоев).

При разработке низкопроницаемых залежей, приуроченных,
например, к юрским отложениям, имеет место низкая продуктивность
добывающих скважин и низкая приемистость нагнетательных сква-
жин. В результате ожидаются невысокие темпы добычи нефти и конеч-
ная нефтеотдача пластов. Поэтому на таких залежах имеется необхо-
димость повышения продуктивности (приемистости) скважин в массо-
вом порядке наиболее эффективными методами воздействия на ПЗП.

Сущность воздействия на ПЗП заключается в следующем.

1.	Месторождение (залежь) делится на характерные участки.

2.	На участке во всех добывающих и нагнетательных скважинах
(или в большинстве из них) практически одновременно проводят
воздействие на призабойные зоны пластов тем или иным методом для
получения проектируемого технологического эффекта. В зависимости
от естественной проницаемости коллектора, типа разреза, степени
обводнения, продуктивности (приемистости), скважин, причин сниже-

ния проницаемости ПЗП и т.п. может быть выбран один или комплекс
методов воздействия на ПЗП. При низкой проницаемости и отсутствии
(или малом содержании) воды в продукции добывающих скважин
проводят только методы интенсификации притока нефти и увеличения
приемистости нагнетательных скважин. При преждевременном обвод-
нении высокопроницаемых прослоев закачиваемой или контурной
водой сначала осуществляют методы воздействия на ПЗП нагнетатель-
ных скважин с целью выравнивания профиля приемистости по объек-
ту закачкой тампонирующего состава в высокопронмцаемые прослои и
увеличения абсолютной или фазовой проницаемости для воды низко-
проницаемых прослоев (пропластков). Далее практически одновремен-
но во всех добывающих скважинах проводят методы воздействия на
ПЗП с целью выравнивания профиля отдачи эксплуатационного
объекта закачкой водоизолирующего состава в высокопроницаемые
прослои и интенсификацией притока нефти из низкопроницаемых
пропластков.

3.	На участке с зональной неоднородностью пласта осуществляют
методы воздействия на призабойную зону пласта в тех скважинах,
которые позволяют изменить направление фильтрационных потоков
воды в желаемом направлении и вовлечь в процесс разработки ранее
не охваченные низкопроницаемые зоны.

4.	Когда технологическая эффективность снижается ниже допусти-
мого уровня, то обработка призабойных зон скважин вновь повторяет-
ся. Однако при этом методы воздействия (комплекс методов) могут
быть иными, кроме того, группа скважин дия воздействия на ПЗП
выбирается исходя из новых (или уточненных) Задач-

S.	Для реализации воздействия на пласты на том или ином участке
залежи выбирают те методы или комплекс методов воздействия на
ПЗП, которме в данных геолого-физических условиях и состоянии
разработки нефтяной залежи обеспечивают наибольший технологичес-
кий эффект при наименьших затратах времени и средств.

В основу обработок призабойных зон нагнетательных и добываю-
щих скважин положены следующие принципы.

1.	Одновременность обработки призабойных зон пласта в нагнета-
тельных и добывающих скважинах в пределах выбранного или выб-
ранных участков.

2.	Массовость обработки призабойных зон скважин, т.е. обработка
скважин характерных участков.

3.	Периодичность обработки призабойных зон пласта в скважинах.

4.	Двухэтапность ОПЗ пласта в скважинах, вскрывших неоднород-
ные коллекторы.

5.	Изменение направления фильтрационных потоков в пласте за
счет выбора скважин под ОПЗ по заранее заданной программе.

6.	Выбор технологий ОПЗ пласта под конкретные геолого-физичес-
кие условия призабойных зон коллектора и месторождения в целом.

Соблюдение этих шести (а иногда части) принципов при обработ-
ках призабойных зон скважин дает увеличение нефтеотдачи пласта,
интенсификацию добычи нефти и сокращение добычи воды вместе с
нефтью из пласта.

Обработка призабойных зон единичных скважин в пласте с соблю-
дением части принципов, например, соблюдение принципов двухэтап-
ности и периодичности ОПЗ, также дает прирост темпов добычи нефти
и увеличение нефтеотдачи пластов. Однако суммарный технологичес-
кий эффект от ОПЗ единичных скважин будет меньше, чем при соблю-
дении этих принципов.

6.6.2.	Одновременность обработки призабойных зон
нагнетательных и добывающих скважин

Предусматривается практически одновременная обработка при-
забойных зон пласта как в нагнетательных, так и добывающих скважи-
нах в пределах каждого характерного участка месторождения. Это
означает, что основная часть скважин того или иного участка должны
быть обработаны в течение как можно меньшего отрезка времени, не
превышающего одного — двух месяцев. Реализация этого условия поз-
волит получить наибольший технологический эффект по суммарному
приросту как объема закачки, так и объема добычи нефти из скважин
характерного участка. Важное условие получения максимального
эффекта от обработок - сохранение равенства объемов закачки и
отбора. Поэтому увеличение общего объема закачки воды за счет
обработок призабойных зон нагнетательных скважин должно быть
обеспечено приращением отбора жидкости из добывающих скважин и,
наоборот, увеличение общего объема добычи нефти за счет обработок
призабойных зон добывающих скважин должно быть обеспечено
приращением объема закачки воды в нагнетательные скважины.

Для обоснования данного принципа во ВНИИ были выполнены
следующие расчеты1.

Рассматривается работа системы скважин. Формула для определе-
ния дебита Q однорядной системы скважин (один ряд нагнетательных
и один ряд добывающих скважнн):

д ( lnoH/nRCH lnOj/лЯед L ’

h	'кН1

Расчеты проведены И.О. Малиновым и А.М. Петраковым.

15- Зак. 7 5)5

225

где L, Н- соответственно длина и ширина участка залежи; NR -
число нагнетательных и добывающих скважин соответственно; он, од
- соответственно половина расстояния между нагнетательными и
добывающими скважинами в ряду; R-H, — соответственно приве-
денные радиусы нагнетательных и добывающих скважин; fcH, кд, к -
проницаемости соответственно пласта вокруг нагнетательных скважин
на площади с радиусом он/л, вокруг добывающих скважин на площади
с радиусом Од/п и между рядами нагнетательных скважин.

По формуле (6.2) были выполнены расчеты при общепринятых
данных по определению изменения дебитов скважин в однорядной
системе (с учетом интерференции в зависимости от изменения прони-
цаемостей пород в призабойных зонах нагнетательных и добывающих
скважин). Результаты расчетов приведены в табл. 6.1. и на рис. 6.1. При
равных значениях проницаемостей по пласту и в призабойных зонах
нагнетательных и добывающих скважин имеем дебит скважин Qc в
естественном незатронутом пласте. Основное уменьшение дебитов
скважин наблюдается при уменьшении значений проницаемостей в
призабойных зонах ниже начального значения в 5-10 раз, при этом

Таблица 6.1

Проницаемость*		Относительное от>аюисаде
в зоне нагнетательных	в зове побивающих скважин	дебита (Q/Qo)
скважин (к, Д)	|	(кМ	
0,01	1	0,14
0,1	1	0,66
10	1	1,05
100	1	1,06
0,01	0,2	0,14
0,1	0,2	0,57
1	ОД	0,81
10	0,2	0,84
100	0,2	0,85
0,01	10	0,08
од	10	0,68
1	10	1,05
10	10	1,11
100	10	1,12

* Проницаемость по пласту (к/к) везде равна 1.

Рис. 6.1. Зависимости дебитов
однорядной системы скважин

от изменения проницаемости в

зонах нагнетательных и добы-

вающих скважин.

Проницаемость и ириэобойиой
зоне нагнетательной скважи-
ны, мкм3:

1 -0,01; 2-0,1; 3-1; 4-10;
5—100

дебиты скважин уменьшаются примерно в 1,5-2 раза. Важно также
отметить, что уменьшение значения проницаемости пород в призабой-
ной зоне только нагнетательных или только добывающих скважин
приводит практически к тому же уменьшению дёбитов скважин, как и
при одновременном уменьшении проницаемостей в призабойных
зонах добывающих и нагнетательных скважин. Увеличение значений
проницаемостей в призабойных зонах добывающих и нагнетательных
скважин, например в 10 раз по сравнению с естественным значением,
приводит к увеличению дебитов только на 11 %.

Таким образом, проведенные расчеты дают основание сделать
вывод, что для получения оптимальной добычи нефти по характерно-
му участку необходимо добиваться сохранения в процессе разработки
залежи естественного состояния проницаемости призабойных зон всех
нагнетательных и добывающих скважин.

Один' из важных факторов повышения нефтеотдачи пластов,
который не учитывается в настоящее время, — увеличение градиентов
давления по пластам, возникающее при снижении фильтрационных
сопротивлений радиальных зон течения вокруг добывающих и нагне-
тательных скважин за счет увеличения проницаемости в ПЗП. Основа
повышения нефтеотдачи пластов за счет повышения градиентов
давления — использование эффекта увеличения коэффициента нефте-
вытеснения при повышении перепада давления между зонами нагне-
тания и отбора. Повышение градиентов давления в пласте происходит
при применении методов воздействия на ПЗП с целью снижения

фильтрационных сопротивлений в призабойных зонах скважин. В
результате снижения фильтрационных сопротивлений в призабойных
зонах происходит увеличение градиентов давления в удаленных
частях пласта.

Проведенные расчеты показали, что увеличение проницаемости
коллекторов в ПЗП добывающей или нагнетательной скважинах в
1,5-2 раза приводит к повышению градиента давления в удаленной
зоне пласта на 50- 70 %, что позволяет согласно лабораторным иссле-
дованиям увеличить коэффициент вытеснения на 1—3 % в зависимости
от степени увеличения проницаемости пород - коллекторов в ПЗП,
плотности сетки скважин, начальной нефтенасыщениости пород и
проницаемости пласта в целом.

Наибольший прирост дополнительной добычи нефти за счет повы-
шения градиента давления будет происходить при одновременном
воздействии на ПЗП как добывающих, так и нагнетательных скважин.
В этом случае будет подучено более значительное повышение градиен-
та давления и охвачена процессом вытеснения более значительная
часть пласта. В итоге увеличится нефтеотдача пласта.

При воздействии на ПЗП с целью снижения фильтрационных
сопротивлений радиальных зон течения происходит также и повыше-
ние охвата пласта по толщине за счет подключения к работе Дополни-
тельных, ранее не включенных в фильтрацию или слабодренируемых
пропластков.

Поскольку в общем фильтрационном сопротивлении системы
скважнн доля зон радиального течения преобладает, то снижение их
сопротивлений приведет к возрастанию дебита участка (залежи). При
поддерживаемых на забоях нагнетательных и добывающих скважин
неизменных давлениях перераспределится эпюра давления в пласте.
Значительно большая его доля придется на зоны плоскопараллельного
течения. Это приведет к возрастанию охвата пласта воздействием, а
следовательно и нефтеотдачи.

6.6.3.	Массовость обработок скважин

Отдельно обработанную скважину нельзя отрывать от системы
скважин и системы разработки участка или от всей залежи. Главная
особенность воздействия на ПЗП одной скважины в системе скважин -
ее интерференция с соседними скважинами1. Полученный прирост в
закачке воды или в добыче жидкости по одной скважине не означает,
что и по участку или залежи в целом на ту же величину увеличится
объем нагнетания воды или добыча жидкости. Вследствие интерферон -

’ На это явление при ОПЗ скважин впервые Было обращено внимание
В.Н. Васильевским.

ции скважин этот прирост по участку или залежи в целом будет мень-
ше. В связи с этим необходимо различать кажущийся эффект от ОПЗ
одной или нескольких скважин и фактический эффект по участку и
залежи в целом. Очевидно, что наибольший эффект будет тогда, когда
обработки с целью интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи
будут выполнены по основной части фонда добывающих и нагнета-
тельных скважин.

Кроме того в результате интерференции одинаковое воздействие
на разнорасположенные скважины, с точки зрения общего изменения
добычи нефти, даст неодинаковый эффект. Поскольку одновременная
обработка всех скважин, вскрывших продуктивный пласт в пределах
какого-то выделенного участка или всей залежи, довольно затрудни-
тельна, а иногда и просто невозможна, то важен выбор таких скважин,
первоочередная обработка которых позволит получить наивысший
эффект при минимальных материальных и трудовых затратах.

Для решения этих задач была использована приближенная матема-
тическая модель, в которой пренебрегали различием гидродинамичес-
ких свойств нефти и воды. Рассматривали однорядную плоскостную
фильтрацию в пласте, вскрытом системой нагнетательных и добываю-
щих скважин и ограниченном непроницаемым контуром. Эта модель
описана в монографии И.А. Парного. Задавали забойные давления,
расстояния между скважинами и приведенные радиусы скважин. В
результате расчетов определяли дебиты скважин. Изменения режима
работы скважин, связанные с увеличением приемистости или продук-
тивности, моделировались в данной программе увеличением приве-
денного радиуса.

Исследовали влияние систем размещения скважин на относитель-
ный прирост добычи нефти при различной последовательности воздей-
ствия на ПЗП. Вторая задача - оценка влияния различной обводнен-
ности продукции скважин на динамику добычи нефти и последова-
тельности обработки скважин.

Относительный прирост добычи нефти в результате проведения
системных обработок скважин (Q, %) определяли, исходя из следую-
щей формулы:

о- - ~С-	(6-3)

Здесь Q, - добыча нефти до обработок скважин, т; Qz - добыча
нефти после обработки скважин, т.

При расчетах для обводненного пласта дебиты скважин изменя-
лись на величину, соответствующую проценту обводненности, т.е.
значение Q1 становилось меньше, чем в случае необводнеиного пласта.

Рис. 6.2, Зависимости относительного прироста добычи
нефти от числа обработанных скважин N при разных
системах разработки.

I, 2м3 — одно-, трех- и пятирядная системы соответственно

Зависимость прироста добычи нефти при обработ-
ках ПЗП для различных систем разработки. Для опреде-
ления влияния систем разработки на прирост добычи нефти были
выполнены расчеты для участков с одно-, трех- и пятирядным разме-
щением скважин. Задавалась равномерная обработка добывающих
скважин первых, вторых и третьих рядов, а также пропорциональная
обработка нагнетательных скважин по отношению к добывающим в
данной системе разработки.

Результаты расчетов приведены на рис. 6.2 в виде зависимости
относительного прироста добычи нефти от количества обрабатываемых
скважин участка. Из рисунка видно, что при однорядной системе
размещения скважин (а также при площадных системах разработки с
отношением нагнетательных и добывающих скважин, равны единице)
имеет место почти прямопропорциональная динамика зависимости
прироста добычи нефти. Таким образом, для получения максимально-
го прироста добычи нефти необходимо охватить обработками все
добывающие и нагнетательные скважины участка (залежи).

По мере увеличения рядности, т.е. снижения активности системы
разработки, происходит отклонение динамики прироста добычи нефти
от линейной зависимости. С увеличением количества обрабатываемых
скважин прирост добычи асимптотически стремится к постоянной
величине. Это свидетельствует о том, что с увеличением рядности
усиливается интерференция скважин и, следовательно, прирост
добычи нефти за счет обработки каждой последующей скважины
уменьшается.

Из приведенных результатов видно, что максимальный технологи-
ческий эффект - прирост добычи нефти за счет обработок ПЗП в
необводненном пласте - достигается при обработке всего фонда
скважин. Однако обработка всех скважин может оказаться экономи-
чески невыгодной. Поэтому для определения необходимого количест-
ва обрабатываемых скважин для каждого участка (залежи) следует

проводить также и экономические расчеты по обоснованию верхнего
предела количества обрабатываемых скважин. Вероятно, что для
семи- и пятирядных систем разработки достаточное количество обра-
батываемых скважин не будет превышать 30-40 % от общего их коли-
чества, для трехрядных - порядка 40-60 % и для однорядных и
активных плошадных систем - 80- 100 %.

Обоснование эффективного варианта обработки ПЗП нагнетательных
и добывающих скважин

Необводненный продуктивный пласт. Расчеты по
определению наиболее эффективного варианта (последовательности)
обработки скважин в необводненном продуктивном пласте были
выполнены применительно к пятирядной системе разработки, для
которой явление интерференции скважин проявляется в значитель-
ной степени. В результате выделены три наиболее характерных ва-
рианта обработки, различающиеся видом зависимости относительного
прироста добычи нефти от количества обрабатываемых скважин
(рис. 6.3). Назовем эти варианты минимальным, средним и максималь-
ным. При минимальном варианте вначале обрабатываются добывающие
скважины центрального (стягивающего) ряда, а затем последователь-
но - добывающие скважины в сторону нагнетательных рядов, и в
последнюю очередь - нагнетательные скважины. Таким образом
вначале воздействию подвергаются центральные малодебитные
скважины, а затем, по мере приближения к нагнетательным рядам, и
высокодебитные. Этим и объясняется факт незначительного прироста
добычи нефти при обработке довольно большого количества добы-
вающих скважин.

При среднем варианте равномерная обработка скважин всех
нагнетательных и добывающих рядов приводит к практически линей-
ной зависимости прироста добычи нефти.

При максимальном варианте в первую очередь воздействию
подвергаются все нагнетательные скважины, а затем ряды добываю-
щих скважин по направлению к стягивающему ряду.

Рис. 6.3. Зависимость относительного
прироста добычи нефти Q от количества
обработанных скважин Идля необводнен-
ного пласта.

I, ! И 3 - максимальный, средний и
минимальный варианты обработки соот-
ветственно

Q,X
30,
20|

10

0	25	50	75	100/4%

Во всех трех вариантах при обработке всех скважин участка
получается один и тот же технологический эффект, тогда как в процес-
се обработки динамика прироста добычи нефти различна.

Для промысловой практики наибольший интерес представляет
максимальный вариант, позволяющий для миогорядных систем при
относительно небольшом числе обработок получить значительный
прирост добычи нефти, причем большая часть этого прироста приходит-
ся на обработку нагнетательных скважин.

Заметим, что первоочередная обработка нагнетательных скважин
предпочтительнее еще и потому, что в этом случае возможно примене-
ние так называемой „безподходной технологии”. Обработка осущест-
вляется непосредственно с устья скважины или, еще лучше, с кусто-
вой насосной станции. Обрабатываются сразу несколько скважин. На
добывающих же скважинах, большей частью механизированных,
требуется привлечение бригад подземного либо капитального ремонта
для подъема насосов, что, естественно, отражается на экономических
показателях.

В связи с этим применительно к необводненному продуктивному
пласту можно рекомендовать проводить первоначальное воздействие
на всех (или большинстве) нагнетательных скважинах с последующей
обработкой части добывающих скважин (ближайших к нагнетатель-
ным).

Кроме указанных трех основных вариантов обработки скважин
были рассмотрены и другие, являющиеся практически их сочетания-
ми- Все они по эффективности располагаются между максимальным и
минимальным вариантами обработки.

Обводненный продуктивный пласт. В процессе разра-
ботки участка (залежи) происходит постепенное обводнение продук-
ции скважин. И если рассматривать прирост добычи за счет обработок
скважнн только по жидкости, то все приведенные рассуждения остают-
ся в силе. Однако если учитывать различную обводненность продук-
ции добывающих скважин по рядам, то вариант (последовательность)
обработки добывающих скважин, дающий максимальный прирост
добычи нефти, может измениться.

Дело в том, что хотя добывающие скважины первых рядов после
обработок и имеют возросшие дебиты по жидкости, прирост добычи
нефти может оказаться большим для скважин центральных рядов.
Таким образом обработка с целью интенсификации добывающих
скважин первых обводненных рядов может привести к уменьшению
прироста добычи нефти по участку (залежи) в целом (рис. 6.4). Поэтому
в каждом конкретном случае необходимо проведение расчетов по
обоснованию наиболее эффективного варианта (последовательности)
обработки обводненных добывающих скважин с целью их интенсифи-
кации. При получении отрицательных результатов можно рекомендо-

Рис. 6.4. Зависимости относительного прироста добычи нефти на элементе пятиряднай
системы заводнения от количество обработанных скважин при различном обводнении
продукции.

Последовательность обработки рядов (при одновременном воздействии на все скважины
ряда): I — нагнетательных; И — первых добывающих; Ш — вторых добывающих; IV —
стягивающего; обводнение продукции скважин в рядах, %: 1 — 0; 2 — 25 (первый ряд); 3 —
50 (первый ряд); 4—75 (первый ряд); 5—50 (первый ряд) и 25 (второй ряд); 6 — 15 (первый
ряд), 50 (второй ряд) и 25 (стягивающий ряд)

вать проведение обработок в два этапа - первоначальная изоляция
обводненных высокопроннцаемых пропластков с последующей интен-
сификацией низкопроницаемых пропластков.

Таким образом, результаты проведенных расчетов показывают,
что:

добыча нефти может быть повышена в результате системных
обработок ПЗП нагнетательных и добывающих скважин; прирост
добычи нефти зависит не только от числа обработанных скважин, но и
от системы разработки, последовательности обработки, текущих
значений обводненности добываемой продукции и т.д.;

первоочередная обработка нагнетательных скважин как в необ-
водненном, так и в обводненном пласте позволит получить наиболь-
ший прирост добычи нефти при минимальных затратах; обработка
добывающих скважин должна осуществляться, начиная с наименее
обводненных, так как интенсификация большого числа высокообвод-
ненных скважин может привести к снижению прироста добычи нефти;
В подобном случае следует проводить двухзтапные обработки ПЗП -
сочетание изоляции обводненных высокопроницаемых пропластков с
интенсификацией низкопроницаемых;

порядок обработки нагнетательных и добывающих скважин
необходимо определять в каждом конкретном случае с учетом теку-
щего состояния разработки пласта.

Правильный выбор варианта обработки позволит получить мак-
симальный эффект при обработке 30-50 % скважин участка (залежи).

6.6.4.	Периодичность ОПЗ скважин

Продолжительность проявления технологического эффекта от
обработки скважин разная - от нескольких недель и месяцев до года
и более. В процессе разработки многопластовых нефтяных месторож-
дений с низкопроницаемыми прослоями за счет кольматационных и
других явлений происходит частичное или полное ’’отключение” из
системы разработки в первую очередь низкопроницаемых прослоев и
ухудшение проницаемости высокопроницаемых. Это приводит к
снижению темпов добычи нефти и уменьшению коэффициента нефте-
отдачи. Для достижения долговременного технологического эффекта
предусматривается процедура периодической повторной одновремен-
ной обработки нагнетательных и добывающих скважин характерных
участков.

Время (период), через которое необходимо опять повторять обр_
ботку скважин на том или ином конкретном участке (месторождении)
определяется по результатам практических испытаний технологии- В
зависимости от причины, вызвавшей уменьшение приемистости
нагнетательных или дебитов добывающих скважин, возможна иногда
периодическая избирательная обработка для добывающих, или нагне-
тательных скважин.

6.6.5.	Двухэтапность ОПЗ скважин в неоднородных коллекторах

В среднем 40 % нефтенасыщенного пласта не охватывается воз-
действием заводнения. Эти 40 % неохваченной части пласта заводне-
нием служат главным резервом увеличения нефтеотдачи пластов. Для
этого предусматривается двухэтапное воздействие на слоисто-неодно-
родный пласт со стороны скважин.

На первом этапе ОПЗ скважин в слоисто-неоднородном пласте со
стороны вначале нагнетательных скважин, а затем со стороны добы-
вающих скважин производятся работы по выравниванию профилей
приемистости и отдачи. Для снижения проницаемости высокопроводя-
щих прослоев в пласт закачиваются изоляционные материалы (поли-
мер, силикат натрия, эмульсии и др.). Выравнивание профилен прие-
мистости и отдачи по толщине пласта достигается проведением ОПЗ
дифференцированно по разрезу посредством установки пакера в
действующих скважинах или при проведении капитальных ремонтов
скважин с цементированием и раздельным вскрытием пропластков. Во
вновь бурящихся скважинах дифференцированная обработка приза-
бойных зон по толщине пласта достигается раздельным освоением
пропластков при вторичном вскрытии.

На втором этапе ОПЗ скважин в слоисто-неоднородном пласте в
нагнетательных и добывающих скважинах производятся работы по

интенсификации приемистости и отдачи низкопроницаемых прослоев
закачкой в пласт растворов ПАВ и композиций на их основе, кислот,
растворителей и др.

6.6.6.	Изменение направлений фильтрационных потоков
в пласте

В условиях неоднородности коллектора в пласте имеет место
сложная картина фильтрационных потоков, которая может в значи-
тельной степени отличаться от идеализированных построений для
гипотетического однородного пласта. Пониженная проницаемость
пласта, }'худшенные в процессе разработки (к тому же неравномерно
ухудшенные) свойства призабойных зон приводят к дополнительному
усложнению фильтрационных потоков. При этом возникают направле-
ния преимущественной фильтрации закачиваемого агента и извлекае-
мой нефти, а также направления со слабой фильтрацией или вообще
застойные зоны.

В этих условиях изменение фильтрационных потоков в пласте
несомненно приведет к повышению его нефтеотдачи. В низкопрони-
цаемых пластах с ухудшенными свойствами призабойных зон эффек-
тивного изменения фильтрационных потоков можно достичь периоди-
ческой обработкой добывающих и нагнетательных скважин по спе-
циальным программам. Эти программы устанавливаются для каждого
конкретного месторождения или участка в специальных методических
документах.

При составлении программы в первую очередь (первая стадия)
следует предусмотреть комплексную (одновременную) обработку
нагнетательных скважин и тех добывающих, относящихся к соответ-
ствующим нагнетательным, между которыми ухудшена (или вообще
отсутствует) гидродинамическая связь К числу обрабатываемых в
первую очередь следует относить также скважины (добывающие и
нагнетательные), имеющие ухудшенные (по сравнению с окружающи-
ми) параметры эксплуатации (приемистость, продуктивность).

Для второй сталии обработки должны подбираться, в основном,
скважины, обработка которых позволит дополнительно изменить
направления фильтрационных потоков по площади.

Третья стадия обработки включает в себя целенаправленные
мероприятия, приводящие не только к площадному изменению филь-
трационных потоков, но и к объемному. Это может осуществляться
подключением или отключением отдельных пропластков, увеличе-
нием их приемистости или отдачи, разделением объемов и т.д.

Последовательность выполнения перечисленных операций по
обработке устанавливается индивидуально для каждого конкретного
случая.

6.6.7.	Выбор технологии ОПЗ скважин под конкретные геолого-
физические условия призабойных зон скважин и месторождения
в целом

Имеется большой набор технологий ОПЗ скважин для выравнива-
ния профилей приемистости и отдачи пластов, а также для интенсифи-
кации низкопроницаемых пластов и прослоев (физико-химические,
механические и тепловые технологии ОПЗ скважин). Для реализации
обработок под каждое конкретное нефтяное месторождение и на
разной стадии его разработки выбираются свои наиболее эффективные
технологии ОПЗ нагнетательных и добывающих скважин. Устанавли-
ваются условия наиболее эффективного применения технологий ОПЗ
скважин.

По мере накопления опыта испытания технологий ОПЗ условия
наиболее эффективного их применения будут уточняться.

При выборе технологий выравнивания профилей приемистости и
отдачи в неоднородных коллекторах часто возникают трудности
изоляции именнно высокопроницаемого прослоя (прослоев). При
малых толщинах непроницаемых прослоев между высоко- и низкопро-
ницаемыми прослоями необходимо применение селективной изоля-
ции именно высокопроницаемого слоя. Под селективной изоляцией
понимается выполнение изоляционных работ без применения разоб-
щающих устройств.

Эффективная селективная изоляция возможна с применением
полимеров, щелочей, ПАВ и т.п. и их композиций- Технологии эффек-
тивной селективной изоляции определяются составом и свойствами
тампонирующих материалов, геолого-физическими и физико-химичес-
кими свойствами коллекторов и вещественного состава пород продук-
тивных пластов и вмещаемых ими нефти, газа и воды. Перспективно
создание технологий, основанных на использовании материалов с pH,
по-разному влияющих в нефтяных и водоносных прослоях.

7.	МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ
ВЫТЕСНЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ

7.1.	ПРИНЦИПЫ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ
НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЯ

Исследование процессов нефтевытеснения проводится на основе
результатов лабораторных экспериментов, промысловых данных, а
также математического моделирования. Для правильного понимания
сущности этих процессов необходимо сочетание всех трех методов
исследования. Промысловые эксперименты обеспечивают получение
236

наиболее достоверных, но одновременно наименее детальных данных.
Проведение опытно-промышленных работ требует длительного време-
ни и больших затрат, кроме того на практике даже возможный ком-
плекс исследований в промысловых условиях в полном объеме
проводится редко. Лабораторные эксперименты позволяют получить
более детальную информацию о процессах, происходящих в пористой
среде. Однако в лабораторных условиях трудно соблюсти условия
подобия модели и реального пласта. Особые затруднения вызывает
моделирование реальной неоднородности. Кроме того получение
информации в лабораторных условиях, хотя и в значительно меньшей
степени, чем в пластовых, но также лимитируется затратами времени
и средств на проведение экспериментов.

Наиболее детальную информацию о процессах нефтевытеснения
можно получить при помощи математического моделирования. При
этом удается получить качественные и количественные характеристи-
ки этих процессов, в том числе и такие, которые затруднительно
определить в лабораторных или промысловых условиях, например,
детальное распределение насыщенностей неоднородного пласта
фазами, их составов и т.п.

Теоретические исследования проводятся на всех этапах изучения
методов повышения нефтеотдачи. Оин позволяют определить вид и
объем экспериментальных работ, обработать их результаты, изучить
закономерности происходящих процессов, выбрать метод или сово-
купность методов увеличения нефтеотдачи для применения на данном
объекте разработки, оптимизировать технологию проведения рассмат-
риваемых процессов нефтевытеснения, оценить технико-экономичес-
кую эффективность физико-химического и теплового воздействия в
широком диапазоне пластовых условий. Важную роль математическое
моделирование играет при решении задач, связанных с проектирова-
нием, анализом и регулированием разработки нефтяных месторожде-
ний. Основной метод прогнозирования показателей разработки как на
ранних, так и на поздних стадиях - гидродинамические расчеты ча
основе математических моделей.

Результаты, полученные при помощи математического моделиро-
вания, будут иметь практическую ценность лишь в том случае, если
используемые модели достаточно адекватно описывают процессы,
происходящие в пористой среде. Расхождение с реальными данными
могут возникнуть как из-за упрощения существенных сторон процесса
при построении математической модели, так и из-за некачественности
или частичного отсутствия исходных данных. Эти неблагоприятные
факторы в полном объеме практически не устранимы, поэтому резуль-
таты математического моделирования там, где это возможно, должны
сравниваться с лабораторными и промысловыми данными. Отсюда
следует, кроме того, важность правильного выбора математической

модели. Процесс математического моделирования состоит из несколь-
ких этапов.

На первом этапе на основании изучения процесса в лабораторных
и промысловых условиях строится его физическая модель. При этом
реальный процесс мысленно заменяется более простым модельным
процессом, который характеризуется лишь наиболее существенными
свойствами реального процесса. Основанием для пренебрежения
какими-либо свойствами реального процесса служат обычно недоста-
точные знания о его механизме, трудности математического описания
процесса или разработки алгоритмов, позволяющих решать возникаю-
щие уравнения за достаточно короткий срок, отсутствие возможности
получения необходимых исходных данных. Могут быть сделаны
различные предположения по размерности течения (одно-, двух- или
трехмерное), числу сосуществующих фаз, числу компонентов, из
которых состоят фазы. Могут учитываться или не учитываться влия-
ние диффузии, капиллярных и гравитационных сил, адсорбции компо-
нентов, массообмена между фазами, неравновесности этого массооб-
мена, зависимости различных параметров от давления и температуры.

На втором этапе создается математическая модель - система
уравнений, описывающая рассматриваемый процесс. В систему обычно
включаются дифференциальные уравнения в частных производных,
выражающие законы сохранения массы, а если учитывается неизотер-
мичность фильтрации, то и закон сохранения энергии. Модель вклю-
чает также законы движения — обычно обобщенный закон Дарси для
каждой из фаз. Кроме того, при математическом описании физических
моделей разной степени сложности могут использоваться уравнения,
описывающие теплопроводность, диффузию, массообмен между
фазами и т.п. Завершается построение математической модели вклю-
чением в нее уравнений, описывающих начальные и граничные усло-
вия изучаемого процесса.

На третьем этапе разрабатываются алгоримты решения полученной
системы уравнений. В некоторых простейших случаях (в основном,
для одномерных течений) удается получить аналитические решения.
Однако в большинстве случаев система нелинейных дифференциаль-
ных уравнений может быть решена лишь численными методами.

На четвертом этапе моделирования осуществляется реализация
разработанных алгоритмов на ЭВМ, т.е. составляется программа на
одном из алгоритмических языков и производится ее отладка на ЭВМ.

И, наконец, на заключительном этапе выполняются расчеты на
ЭВМ и анализируются их результаты.

Выполнение каждого этапа моделирования может привести к
корректировке предыдущего этапа. Так при составлении физической
модели следует учитывать возможность математического описания, а
затем разработки алгоритмов, причем эти алгоритмы должны быть

достаточно просто реализуемы на ЭВМ. После анализа результатов
расчетов может возникнуть необходимость уточнения исходных
данных, изменения самих моделей, усовершенствования численных
алгоритмов. Быстродействие и оперативная память современных
отечественных ЭВМ недостаточно велики. В связи с этим при матема-
тическом моделировании особое внимание приходится уделять обес-
печению возможности проведения расчетов с необходимой точностью
за достаточно короткое время. Избежать неоправданных упрощений
при составлении физической модели в определенной степени помогает
использование экономичных численных алгоритмов решения систем
нелинейных дифференциальных уравнений. Наиболее распространен-
ный метод решения этих систем - метод конечных разностей, позво-
ляющий свести решение задачи к решению систем алгебраических
уравнений. При построении разностных схем область фильтрации
покрывается равномерной или неравномерной разностной сеткой, а
непрерывные функции заменяются дискретными как во времени, так
и в пространстве. Дифференциальные уравнения аппроксимируются
разностными операторами, например

3/U) /(x + h)-f(x)

Зх	h

Если при стремлении к нулю шагов разностной схемы, т.е. прира-
щений независимых аргументов (координат х, у, z и времени t), все
разностные приближения производных стремятся к их точным значе-
ниям, то такие аппроксимации называются согласованными- Разност-
ная схема должна быть устойчивой, что означает непрерывную зависи-
мость полученных при ее помощи решений от начальных и граничных
условий. Расчет по устойчивым схемам гарантирует, что случайные
погрешности, возникшие на некоторой стадии вычислений, при после-
дующих расчетах, не возрастают. В соответствии с теоремой эквива-
лентности Лакса для надлежащим образом поставленных задач при
согласованной аппроксимации устойчивость является необходимым и
достаточным условием сходимости решения конечно-разностной
задачи к решению исходной системы дифференциальных уравнений
[32]. Таким образом, доказательство устойчивости разностной схемы
позволяет обрести уверенность в правильности полученного прибли-
женного решения.

Некоторые (условно устойчивые) разностные схемы устойчивы
лишь при достаточно малых временных шагах по сравнению с шагами
по пространству. Использование абсолютно устойчивых разностных
схем позволяет вести расчеты с большими шагами по времени, что
способствует сокращению времени счета. С другой стороны, использо-
вание этих схем чаще всего требует проведения итераций, что приво-

дит к усложнению алгоритма и увеличению времени расчета. В каж-
дом конкретном случае решение о выборе той или иной разностной
схемы может быть различным.

При описании большинства процессов, происходящих в пористой
среде, используются нелинейные дифференциальные уравнения. При
решении систем, содержащих такие уравнения, конечно-разностными
методами приходится пользоваться приближенными условиями
устойчивости, которые получаются путем линеаризации исходной
системы уравнений и часто налагают излишне жесткие ограничения на
величину временного шага. Некоторые нелинейные системы не удов-
летворяют условию корректности [32], и к ним нельзя применить
теорему Лакса. В ]1] приведен пример согнасованной устойчивости
аппроксимации гиперболического уравнения, которая не сходится к
истинному решению.

Остается открытым вопрос о точности полученных приближенных
решений. При математическом моделировании ошибки возникают, в
частности, за счет погрешностей аппроксимации и итерационных
процессов, неточности исходной информации о пласте, упрощающих
допущений, принятых при создании математических моделей.

Погрешность аппроксимации в некоторых случаях удается оце-
нить при помощи метода Рунге, повторяя отдельные варианты расчета
на более мелкой разностной сетке по времени и пространству. Удов-
летворительное совпадение разностных решений с аналитическими в
тех частных случаях, где эти последние могут быть получены, дает
определенную уверенность в правильности приближенных решений и
в более общих случаях. Правильность выбора физической модели
проверяется совпадением результатов расчетов с результатами лабо-
раторных экспериментов. При испытании новой физической модели
имеет смысл проведение цикла расчетов для различных исходных
параметров с изменением их в различных пределах. При этом, с одной
стороны, проверяется адекватность физической модели, так как
влияние этих изменений на результаты расчета должно соответство-
вать результатам лабораторных и промысловых экспериментов, а
также существующим представлениям о процессах, происходящих в
пористой среде. С другой стороны, численные эксперименты могут
прояснить сущность этих процессов.

Большая проблема при математическом моделировании - неточ-
ность исходной информации. Уточнение параметров пласта проводится
методами идентификации. Эти параметры подбираются таким образом,
чтобы результаты были максимально близки к промысловым данным.
Следует иметь в виду, что точность используемых моделей должна
соответствовать точности исходной информации. Использование
излишне сложных физических моделей при неточных исходных

параметрах приводит не только к неоправданным затратам времени и
средств, но может привести к уменьшению достоверности результатов
расчетов.

7.2.	ОСНОВНЫЕ УРАВНЕНИЯ

Процессы, происходящие в пласте при воздействии на него метода-
ми увеличения нефтеотдачи, отличаются разнообразием и сложностью.
Однако при математическом описании этих процессов используются
аналогичные системы уравнений. Единое математическое описание
методов увеличения нефтеотдачи имеет большое значение, так как
позволяет с. большой достоверностью проводить сравнение различных
видов воздействия на пласт и выбор метода или совокупности мето-
дов, обеспечивающих наилучшие показатели разработки нефтяного
месторождения. В большинстве случаев такое единое описание произ-
водится при помощи уравнений многофазной многокомпонентной
фильтрации. Рассмотрим систему, состоящую из М фез и N компонен-
тов. Уравнение неразрывности компонента в фазе можно записать в
следующем виде:

Э	т М да.,

— (n»P/4Ctf + P*oe)“V[mD^s/(Vpfctf)]“V(p/»qj)+ Z

Е	(7.1)

Здесь Sj - насыщенность пласта 1-й фазой; т - пористость пласта;
су - концентрация /то компонента в 1-й фазе; dy — приток /-го компо-
нента в фазу i из других фаз; ау - количество адсорбированного
компонента / из фазы 1; Dy - коэффициент конвективной диффузии
компонента / в фазе 1; р/, Vj, qy - соответственно плотность, скорость
фильтрации и плотность источников фазы i.

Насыщенности фаз и массовые доли компонентов связаны очевид-
ными соотношениями.

Г«С-О./-1ДУ,	(7J)

I 4-1. I-17м.	(7.3)

м

*!**•	(7.4)

В качестве уравнения движения обычно используется обобщенный
закон Дарси

—-ei(V Pj + PigV z). <- 1,M,	(7.5)

W

где к - тензор абсолютной проницаемости; к/, Щ и р/ - соответственно
относительная проницаемость, вязкость и давление фезы I. Давления в
сосуществующих фезах с номерами t и у связаны известными соотно-
шениями.

Рюу = ₽1 “ Рр Vе t • • •»»“ /+   ”м-

Капиллярные давления и относительные проницаемости к/
являются функциями насыщенностей и состава фаз, а вязкости ре- -
только состава фаз.

Функции Е/ характеризуют реологические свойства фаз. Дляньюто-
новских жидкостей е, = 1. Отклонения от линейного закона фильтра-
ции учитываются обычно в довольно редких случаях вытеснения ано-
мальных нефтей, а также при полимерном заводнении. Могут быть
рассмотрены различные реологические модели фильтрации неньюто-
новской жидкости. Приведем здесь две наиболее употребительные
модели. Можно принять

г OnpHlv/l’JVpj + p^zJ^T,,

4=	(7.7)

( ifi (1 - TJ-|vJ]-,)e2 При|у/]> Tf.

Здесь Т/ - начальный градиент давления сдвига; 6,, 6а - постоян-
ные; при 0, = Tf = 0 получается закон фильтрации ньютоновской жид-
кости; при 6,=0, б2 = 1ит|->0 - для вязкопластичной (бингамовской)
жидкости, а при 0, Ф 0, т, = 0- для псевдопластической жидкости-

Применяется также модель фильтрации жидкости со структурно-
механическими свойствами, в которой

е( - j 1 +------(7.8)

(	J

где А/ и В; - экспериментально определяемые коэффициенты; х{ -
напряжение сдвига, при котором начинается сильное разрушение.

Нарушения линейного закона фильтрации могут происходить
вследствие других эффектов, например, при больших скоростях
фильтрации [1], в результате адсорбции полимера на породе пласта,
из-за значительных изменений горного давления и т.п.

Следует иметь в виду, что при описании неодномерного течения
вязкопластичных жидкостей возникают трудности при расчете поля
давления. Методы преодоления этих трудностей очерчены в работе
[431

Величина адсорбции определяется по формуле

aij^a^jgiisj).	(75)

Здесь CjJ - количество j-го компонента, адсорбированного из г-й
фазы единицей пористой среды; g(- (sj - безразмерная функция, учиты-
вающая тот факт, что в многофазном потоке только часть поверхности
коллектора контактирует с каждой фазой; чаше всего в качестве этой
функции принимается просто насыщенность соответствующей фазой
№)°з-

В промысловых условиях можно пренебречь неравновесностью
процесса адсорбции. Это подтверждается, например, результатами
расчетов, проведенных Б.И. Леви [31). Согласно этим расчетам, если
длина образца пласта превышает 5-10 м, процесс становится равновес-
ным. Зависимость между концентрацией компонента j в фазе i и его
удельной адсорбцией задается изотермой адсорбции.

С достаточной степенью общности можно использовать изотерму
Лэнгмюра.

«г “5-	г-н)

1+«|Су

Если и,- < 0, то эта изотерма будет выпуклой, если X/ > 0, — то
вогнутой и, наконец, если к, = 0, - то линейной, называемой изотермой
Генри:

(7-12)

В этом случае У/ называют коэффициентом Генри.

Влияние диффузии на процесс фильтрации учитывается только в
некоторых специальных случаях. При решении большинства практи-
ческих задач диффузионным членом в (7.1) пренебрегают- Это объяс-
няется тем, что процесс конвективной диффузии гораздо более мед-
ленный процесс, чем фильтрация. Погрешность, возникающая в случае
пренебрежения физической диффузней, не превышает нескольких
процентов [31]. Системы уравнений многокомпонентен фильтрации
обычно решаются методами конечных разностей. При этом возникают
ошибки аппроксимации, которые влияют на точное решение так же,
как и дополнительная диффузия в направлении течения. Такая чис-
ленная диффузия значительно больше, чем физическая при моделиро-
вании фильтрации в достаточно длинных образцах и тем более в
Промысловых условиях.

Кроме того численная диффузия оказывает на решение системы
Уравнений фильтрации такое же воздействие, как увеличение капил-
лярного скачка давления р^у. Это обусловливает во многих случаях

целесообразность пренебрежения в расчетах разницей давления в
сосуществующих феэах. При этом капиллярные сини учитываются
опосредованно в задаваемой форме кривых фазовых проницаемостей.

Имеется, однако, круг задач, в которых учет капиллярного скачка
давления необходим. К ним относятся, в частности, задачи моделиро-
вания капиллярной пропитки, циклического заводнения и т.п.
В задачах двумерных по толщине необходимость учета капиллярного
скачка давления возникает чаще, чем в задачах двумерных по площа-
ди. Это связано с тем, что градиент давления в направлении попереч-
ном течению обычно бывает существенно меньше, чем в продольном.

Следует отметить, что при учете диффузии или капиллярных сил
желательно предпринять меры по улучшению численной диффузии,
заключающиеся, например, в увеличении числа узлов разностной
схемы, в использовании более точных разностных схем, в введении в
разностные уравнения соответствующих антидиффузионных членов.

Процесс фильтрации только что был рассмотрен как быстрый, по
сравнению с диффузией и капиллярной пропиткой, С другой стороны,
этот процесс является медленным по сравнению с массообменом
между непосредственно контактирующими друг с другом фазами. Так,
согласно полученной в [31] приближенной оценке, межфазный переход
диоксида углерода из карбонизированной воды в нефть становится
практически равновесным при длине образца порядка нескольких
метров. В связи с этим в абсолютном большинстве моделей фильтра-
ции многокомпонентных смесей предполагается мгновенное установ-
ление локального термодинамического равновесия в любой точке. Это
позволяет существенно упростить математические модели и умень-
шить необходимый объем исходных экспериментальных данных.
Суммируя уравнения (7.1) по I с учетом (7.2) и (7.5) и опуская диффу-
зионные члены сохранения массы компонента / во всех фазах, полу-
чим:

б М	, м . кк, р,-

— I bn р,- Si су + Pi ajj) = V I [ ——	(V р,+ P/ g V z) +



(7.13)

Система из N+M+ 1 уравнений (7.3), (7.4), (7.13) содержит Л' (М + 1)
+ 1 неизвестных - N насыщенностей, N-M концентраций и давление.
Остальные M(N - 1) уравнений выводятся из условий равновесия
компонентов в системе. Уравнения равновесия часто записывают,
используя коэффициенты распределения компонента j между
фазами In й	I	I

^7J4!

j = l,N- =	l,i+

Коэффициенты распределения в общем случае зависят от концент-
раций компонентов в фазах- При небольших концентрациях компонен-
тов в фазах их можно приближенно считать константами равновесия,
что сильно упрощает расчеты.

Согласно правилу фаз Гиббса, термодинамическая система, состоя-
щая из Л' компонентов и образующая М фаз, имеет N - М + 2 степени
свободы. Это означает, что при фиксированном давлении и темпера-
туре только N - М концентраций могут меняться независимо при
изменении состава смеси. Это позволяет сократить число уравнений
при расчете фазовых равновесий. При этом выбираются любые N - М
концентраций су и любые N- М уравнений из (7-14). Для определения
остальных концентраций выписываются постоянные выражения через
эти выбранные концентрации, согласно уравнениям (7.3), (7.14).

7.3.	ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ РАЗЛИЧНЫМИ ГАЗАМИ И ВОДОЙ

Процесс водогазового воздействия на пласт в большинстве слу-
чаев описывается в рамках трехфазной многокомпонентной фильтра-
ции. Лишь в некоторых исследовательских задачах вытеснения нефти
диоксидом углерода и водой в определенном диапазоне давлений и
температур может возникнуть необходимость учета возможности
появления четвертой фазы- Одна из наиболее простых и употребляе-
мых моделей изотермической трехфезной фильтрации газожидкост-
ных смесей - модель Маскета - Мереса, которая за рубежом называет-
ся p-моделью или моделью нелетучей нефти (black oil model) [1]. В
Советском Союзе эта модель наиболее полно исследованась в работах
Б.В. Шалимова и Р.М. Каца. В рамках модели Маскета - Мереса предпо-
лагается, что три фазы (нефтяная, газоиая и водная) состоит из трех
компонентов: воды, нелетучей нефти, присутствующих только в своих
фазах, газа, который растворим в нефтяной, газовой, а в некоторых
вариантах и в водной, фазах. При фиксированной температуре такая
термодинамическая система имеет одну степень свободы, и составы
фаз однозначно определяются давлением независимо от состава смеси.

При использовании модели Маскета - Мереса снимается вопрос о
расчете фазовых равновесий. Применение этой модели позволяет
описать абсолютное большинство процессов, связанных с обычным
заводнением. Однако применение этой модели может привести к
значительным погрешностям при решении задач, в которых состав фаз
меняется при изменении полного состава смеси. Такие задачи возни-
кают при описании процессов закачки в пласт обогащенных газов,
СО2 и т.п. Модель Маскета - Мереса, как показано в [22], удовлетвори-
тельно описывает процесс закачки сухого газа, если давление нагне-
тания меньше давления насыщения и неудовлетворительно, если
больше.	245

Таким образом при решении задач, связанных с газовым воздейст-
вием на пласт, следует использовать более общие модели многоком-
понентной фильтрации (композиционные модели).

В общем случае фильтрации многокомпонентных смесей при
изменении числа фаз некоторые насыщенности и концентрации,
бывшие переменными, могут стать постоянными и наоборот. Таким
образом в областях с различным числом фаз приходится решать
разные системы уравнений, что делает затруднительным использова-
ние для решения подобных систем сквозных численных методов,
применение которых предпочтительнее с точки зрения универсальнос-
ти методик расчета. В связи с этим в качестве независимых перемен-
ных удобно выбирать массовые доли компонентов в смеси г, и давле-
ние р. При этом удается применять одни и те же уравнения сохранения
и численные методы их решения независимо от количества феа в поле
течения.

Массовые доли компонентов в смеси Zj, фаз в смеси yjt концентра-
ции компонентов в фазах с/у, плотности фаз р,- и смеси А, а также
объемные доли фаз в смеси (насыщенности) s, связаны следующими
соотношениями:

y/ = PfSj/4;

Л=Р1*« +Р252+Рз5э»'

(7-15)

(7.16)

(7.17)

(7.18)

(7.19)

(7.20)

(7-21)

Уравнения (7.13) в новых переменных запишутся следующим
образом:

-у^-=-^-£,с/;(Ур;+р/КДх)+ Е Е PiQjCtj.	(7.22)

В связи с тем, что количество газов, адсорбируемое породой
пласта, невелико по сравнению с их объемами нагнетания, в этих
уравнениях адсорбционные члены опущены.

Таким образом, из уравнений (7.21) и (7.22) определяются доли

компонентов в смеси Zj и давление р. Определяющие коэффициенты в
этих уравнениях являются функциями насыщенностей S/ и концентра-
ций qj. Поэтому наряду с решением этой системы приходится реализо-
вать процедуру расчета фезовых равновесий, т.е. определения насы-
щенностей фезами и концентраций компонентов в фезах при заданных
долях компонентов в смеси и давлении.

Процедуру расчета фазовых равновесий коротко опишем примени-
тельно к смеси, состоящей из N компонентов и способной разделяться
на три фазы- Из этих компонентов первый (вода) присутствует только
в водной фазе, а диоксйд углерода (/ = Л) во всех трех фазах. (N - 2)
компонента (углеводороды, азот и т.п.) малорастворимы в воде и
присутствуют только в нефтяной (г2) и газовой (i-З) фазах. При помощи
этой смеси можно описать почти все виды газового воздействия на
пласт. Более сложные смеси приходится использовать лишь для
некоторых специальных видов этого процесса, например, при сочета-
нии теплового и газового воздействия на пласт или при необходимос-
ти описать сравнительно редкий процесс образования четырех фез при
закачке в пласт диоксида углерода.

В рассматриваемом случае уравнения равновесия удобно записать
в следующем виде:

(7-23)

ciN = са№	(724)

clN = KKNc3N-	(7-25)

В трехфазной области достаточно использовать уравнения (7.23),
(7.24), а в двухфазной области при отсутствии воды - уравнения
(7-23), при отсутствии газа - (7.24) и при отсутствии нефти - (7.25).

Если заданы коэффициенты распределения Xj (/ = 2, W) и X, то
процедура расчета фазовых равновесии может осуществляться следую-
щим образом. С учетом (7.15), (7.23) - (7.25) Можно выписать уравнения
для определения массовых долей водной и газовых фез:

можно выписать уравнения для определения массовых долей водной
и газовых фаз:

N-l (Ay -1) Zj *_______________________________

J-2 1	+ (X - 1)уа	А + (1 - А) у, + А(АЛ- -1) уз

(M-N+у (А А;у -1)----)

.У, -Z,

X(Ajy-l)

(7.26)

(727)

kU/v — 1)

(7.28)

Если в смеси отсутствует вода (z, = yt =0) или С02 (zN = 0, тогда
ух =zx, то из уравнения (7.26) находится массовая доля газовой фазы
у3. Если при этом получится, что уэ < 0, то отсутствует газовая фаза и
следует положить у3 = 0. Аналогично, еслиу2 = 1 -	- У2 < 0, то

отсутствует нефтяная фаза и следует положить у2 = 0, а у3 = 1 — уг При
наличии в смеси воды и С02 из уравнения (7.26) с учетом (7.28) опреде-
ляется доля водной фазы в смеси ух, а затем из (7.28) и (7.20) - у2 и уа.
При отсутствии в смеси газовой фазы у3 будет меньше нуля. В этом
случае уз полагается равным нулю, yt находится из уравнения (7.27),
а у2 = 1 — ух .Аналогичным образом при отсутствии нефтяной фезы у,
находится из уравнения (7.27).

При известных долях фаз в смеси насыщенности и концентрации
легко находятся из уравнения (7.15), (7.18), (7.23) - (7.25). Если коэф-
фициенты распределения к, к: являются функциями только давления,
то расчет фазовых равновесий на этом заканчивается. При описании
сложных систем приходится учитывать зависимость этих коэффициен-
тов от состава смеси. При этом расчет фазовых равновесий является
итерационным процессом. Вначале задаются приближенные значения
коэффициентов распределения, проводится расчет состава смеси, как
описано, а затем значения коэффициентов распределения уточняются
либо через летучести фаз, либо по давлению схождения. При этом
летучести определяются при помощи уравнений состояния. В отечест-
венных работах в основном применяется уравнение состояния Пенга-
Робинсона. Показано, что в широком диапазоне пластовых давлений и
температур использование этого уравнения дает лучшее совпадение
расчетных и экспериментальных данных, чем применение других
уравнений состояния. Условиями фазового равновесия при заданных
давлении и температуре служат в данном случае условия равенства
летучестей компонентов в различных фазах:

/р =//э. J = 2,N.

Уточнение коэффициентов распределения на итерации с номером у
можно провести, например, так:

Использование уравнений состояния - наиболее универсальный
подход к расчету фазовых равновесий. Однако при этом возникают
определенные трудности, так как для данной пластовой системы
24«

необходимо подобрать коэффициенты взаимодействия в уравнении
состояния таким образом, чтобы оно адекватно описывало многокон-
тактный процесс, происходящий в пласте.

Другой широко используемый метод расчета фазовых равновесий
основан на использовании понятия давления схождения с использо-
ванием данного из атласа NGAA. Подробно этот метод изложен в моно-
графии Г.С. Степановой [36]. Отметим, что там описана методика
расчета давлений схождения для смесей, содержащих большое коли-
чество неуглеводородных компонентов (СО2, Na, H2S и т.п.). В анало-
гичных методиках, предложенных за рубежом, предполагается, что
содержание этих компонентов не может превышать 10 %.

При вычислении давлений схождения приходится хранить в
памяти ЭВМ большое количество информации о фазовых равновесиях
различных пластовых систем. Одиако все многообразие пластовых
систем описать невозможно. Определенную погрешность вносит
необходимость сведения реальной многокомпонентной смеси к трех-
компонентной. В связи с этим использованием давлений схождения -
менее универсальный метод расчета фазовых равновесий, чем исполь-
зование уравнений состояния. Однако в некоторых случаях при
рассмотрении сравнительно хорошо изученных пластовых систем
расчет фазовых равновесий при помощи давлений схождения прово-
дится быстрее и точнее, чем при помощи уравнений состояния. Отме-
тим, что в окрестности критической точки расчет фазовых равновесий
сопряжен с большими затруднениями при использовании любого
метода.

7.4.	ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
ПЛАСТОВ

Использование сложных физических моделей процессов, происхо-
дящих в пористой среде, при ограниченном быстродействии современ-
ных ЭВМ может вызвать необходимость неоправданных упрощений
при моделировании пространственного течения в системе скважин.
Поэтому при решении реальных задач проектирования разработки
нефтяных месторождений целесообразно использование как можно
более простых моделей, отражающих, однако, наиболее существенные
стороны моделируемых процессов. Как отмечено в работах Н.А. Тока-
реной и О.Э. Пешковой [30], применительно к проектированию физико-
химических методов увеличения нефтеотдачи этим условиям удовлет-
воряет модель двухфазного вытеснения нефти растворами активных
примесей. Пользуясь терминологией работы [12], будем называть
активной примесью вещество, добавляемое к нагнетаемой воде и
способное менять гидродинамические характеристики системы
нефть - вытесняющая фаза в процессе ее фильтрации в пористой среде.

Цри этом считается, что изменение концентрации активной примеси
приводит к изменению относительных проницаемостей обеих фаз, их
вязкостей и абсолютных подвижностей. Возможен также учет влияния
активной примеси на пористость и абсолютную проницаемость пласта.

Учитывая, что концентрации химреагента при реализации процес-
сов физико-химического воздействия на пласт невелики, объемом,
который эти вещества занимают в фазах, пренебрегают. Общие уравне-
ния фильтраций многокомпонентных смесей при этом упрощаются и
принимают следующий вид:

Р1в,	(7.29)

at Rji,	i

8(т;т$, с. +о)	кк,

---------------V-—EfC.(VP1 +plgVz) +

at	Ru*

+1 PiCjQXI,	(7.30)

S1+sa = l.	(7.31)

Здесь пу - доступный компоненту / объем nop; R - фактор сопро-
тивления, учитывающий зависимость подвижности водной фазы от
адсорбции активных примесей на поверхности пористой среды; вяз-
кости и относительные проницаемости воды и нефти в общем случае
зависят от концентраций активных примесей в водной фазе.

Коротко опишем физические модели некоторых физико-химичес-
ких процессов увеличения нефтеотдачи, позволяющие описывать эти
процессы системой уравнений (7.29) - (7.31).

Вытеснение нефти низкоконцентрированными
растворами ПАВ. В этом случае вязкости фаз не изменяются.
Относительные фазовые проницаемости и капиллярное давление
являются функцией концентрации поверхностно-активных веществ
(ПАВ) в воде. Существенны процессы адсорбции и десорбции ПАВ,
однако, в адсорбированном виде эти вещества ие влияют на процесс
фильтрации 0? -1).

Вытеснение нефти водными растворами полиме-
ров. Вязкость нефти и относительная проницаемость для воды не
изменяются. Иногда учитывается снижение остаточной нефтенасыщен-
ности, что приводит к изменению относительной проницаемости нефти.
Подвижность раствора полимера является функцией не только насы-
щенности, но и концентрации полимера в растворенном и сорбирован-
ном виде, скорости фильтрации и абсолютной проницаемости пласта.
Учитывается частичная необратимость сорбции полимера, в резуль-
250

тате чего подвижность фильтрующейся вслед за оторочкой этого
агента воды снижена, даже если в ней отсутствует полимер (учиты-
вается фактор остаточного сопротивления).

Следует иметь в виду, что для некоторых полимеров высокой
молекулярной массы могут оказаться недоступными мелкие поры.
Тогда в этих порах фильтруется чистая вода, а раствор полимера
движется по более крупным порам. При этом величина ль в уравнении
(7.30) отлична от единицы.

Вытеснение нефти растворами с низким межфаз-
ным натяжением. Низкое межфазное натяжение обеспечивается,
в частности, при нагнетании в пласт мицеллярных растворов — угле-
водородо-водных коллоидных систем или микроэмульсий, стабилизи-
рованных ПАВ и растворителями. При этом мицеллярный раствор
считается частью вытесняющей фазы, а содержащийся «в нем ПАВ
(вместе с растворителями) выделяется в отдельный компонент, содер-
жащийся в этой фазе. Концентрации ПАВ существенно влияют на
вязкости и фазовые проницаемости обеих фез. Потери ПАВ (сорбция),
удержание частиц породой, выпадение осадков при взаимодействии с
солями кальция и магния, содержащимися в пластовой воде, описы-
вается при помощи единой экспериментально определяемой функции
a (st, Cj). В этом случае термин „сорбция” является условно-обобщен-
ным. Возможен учет дополнительных компонентов, например, солей
жесткости. При этом адсорбция ПАВ будет зависеть от концентрации
этих солей в водной фазе. Кроме того мицеллярное заводнение обычно
сочетается с закачкой загустителей, которые также должны учиты-
ваться при моделировании.

Строго говоря, уравнения (7.29) - (7.31) описывают процесс вытес-
нения нефти водными мицеллярными растворами. Одиако при спе-
циальном выборе зависимостей определяющих коэффициентов от
концентрации ПАВ эту систему уравнении можно использовать для
описания вытеснения нефти мицеллярными растворами других типов.
В качестве примера рассмотрим вытеснение нефти оторочкой средне-
фазного мицеллярного раствора.

На подвижности нефтяной и водной фаз непосредственно влияет
концентрация ПАВ, содержащегося в воде см. Используются следую-
щие аппроксимации фазовых проницаемостей нефти и воды:

Г, (,„ с2) = Ь,(с,) [(,, -	(с,))/(! - sI0 fc,))}"#.);	(7.32)

/,(s„ С,)= b2 (с.) [(1 - s, - з20 (C.))/(I -	(cj)]».W .

Здесь S(o — максимальная насыщенность фазы, при которой она не
движется (остаточная насыщенность).

Вид зависимостей определяющих коэффициентов л/, bi, Si0, а также
вязкости водной фазы от концентрации покажем на примере оста-
точной насыщенности.	251

sic Чо* ’ter-Чо*) fe - C.*)/(C,**- cfl. с * » с, » с*»	(7.33)

s/о=Si о * + (Si 0° - Si л (сх - с,**)/(с *** - с **), с.** > с, > с***;
sio=sio°,q<ci***.

Остальные параметры зависят от сх таким же образом, причем
значения величин с*, с,**, с *** одни и те же во всех случаях.

Принятые аппроксимации определяют следующую картину воз-
действия концентрации ПАВ на процесс фильтрации.

1-	При больших концентрациях ПАВ (сх > с*) водная феза имеет
свойства мицеллярного раствора - его вязкость и фазовую проницае-
мость. Фазовая проницаемость нефти такова, чтобы обеспечить ее
поршневое вытеснение.

2.	При уменьшении концентрации ниже сх* мицеллярный раствор
разрушается. Зона разрушения довольно узка, т.е. значения с** и с,**
близки. В то же время определяющие коэффициенты изменяются в
этой зоне значительно.

3.	При концентрации ПАВ в пределах сх** > сх > с*** мицелляр-
ный раствор разрушен. В пределах этой области по формуле (7.33)
изменяется только остаточная нефтенасыщенность s20, а остальные из
перечисленных параметров являются константами. Здесь идет процесс
вытеснения нефти низкоконцентрированными растворами ПАВ.

4.	При малых концентрациях ПАВ (с, < с***) этот компонент
перестает быть активным и не влияет на гидродинамические характе-
ристики фаз.

Свойства конкретных водных, среднефазных, а с некоторым
приближением и углеводородных мицеллярных растворов опреде-
ляются заданием величин с*, с**, с *** а также значениями опреде-
ляющих параметров п/, bj, sjo и Ц/ при этих концентрациях.

Щелочное заводнение. Взаимодействие поступающих в
пласт щелочей с органическими киспотами, содержащимися в нефтях,
приводит к образованию ПАВ, снижающих межфазное натяжение и
остаточную нефтенасыщенность. Образовавшаяся в пласте эмульсия
типа „нефть в воде” снижает подвижность водной фазы. В пласте
может также образоваться эмульсия типа „вода в нефти”, что приво-
дит к существенному снижению подвижности нефтиной фазы. Время
образования ПАВ очень мало по сравнению с характерным временем
вытеснения, поэтому считается, что определяющие коэффициенты
(вязкости и фазовые проницаемости) зависят от концентрации щелочи
в растворе. При вытеснении малоактивных нефтей действие щелочей
подобно действию малоактивных ПАВ. При вытеснении высокоактив-
ных нефтей процесс щелочного заводнения можно описать по схеме
описанной аналогичной применительно к вытеснению мицеллярными
растворами - с использованием формул (7.32), (7.33).

Описанная схематизация процессов заводнения с применением
физико-химических методов увеличения нефтеотдачи достаточно
проста и позволяет проводить сравнение эффективности различных
видов воздействия на пласт. Однако при описании сложных процессов
(мицеллярно-полимерное, щелочное заводнение и т.п.) может возник-
нуть необходимость применения более сложных моделей. Так для
описания этих процессов предложен ряд моделей, учитывающих воз-
можность образования третьей фазы (мицеллярный раствор или эмуль-
сия), а также химическое взаимодействие между отдельными актив-
ными примесями. С некоторыми из таких моделей можно ознакомить-
ся в работах Н.А. Токаревой и О.Э. Цынконой [30], а также Б.И. Леви и
других [43].

7.5- КРАТКИЙ ОБЗОР МЕТОДОВ РЕШЕНИЯ УРАВНЕНИЙ ФИЛЬТРАЦИИ

При определенных упрощающих предположениях многие доста-
точно сложные процессы можно изучить в рамках двухфазной трех-
компонентной фильтрации. При этом при описании одномерных тече-
ний в некоторых случаях удается получить аналитические решения
уравнений фильтрации. Такие решения играют важную роль при
анализе структуры получаемых решений, изучении некоторых харак-
терных особенностей процессов увеличения нефтеотдачи, оценки точ-
ности численных методов решения уравнений. Аналитические решения
можно использовать даже для предварительной оценки эффективнос-
ти применения методов увеличения нефтеотдачи. Подобный подход
применялся в работах Д. Паттона, Н. Коутса, Дж. Поупа, Г. Хирасаки,
ЕЛ. Зискина, В.М. Рыжика, О.Э. Цынковой и др. Наиболее сложные
задачи решены ВМ Битовым, А.Ф. Вазовским, ПТ. Бедриковецким [4,
12].

В общем случае для решения уравнений фильтрации применяются
различные численные методы, основной из которых - метод конечных
разностей. Эти методы подробно изложены в работе [43]. При решении
задач описания обычного заводнения и газовых методов воздействия
на пласт достаточно хорошо зарекомендовали себя схемы, являющие-
ся различными модификациями схемы первого порядка точности
„уголок”.

При этом желательно использование полностью консервативных
разностных схем, которые вследствие согласованной аппроксимации
отдельных уравнений сводят к минимуму влияние дисбалансных
членов. Впервые полностью консервативная схема применительно к
задачам многофазной фильтрации была построена Б.В. Шалимовым для
модели Маскета- Мереса. Для более общего случая композиционной
Модели многокомпонентной фильтрации полностью консервативная
схема приведена в работе [43]. Следует однако отметить, что задачи
255

многокомпонентной фильтрации могут решаться и при помощи не
полностью консервативных разностных схем [30], если на каждом
временном слое проводить корректировку возникающего дисбаланса.

Применение схемы типа ’’уголок” для задач переноса, сопровож-
дающегося возникновением контактных разрывов, встречается со
значительными трудностями. Особенно большие погрешности возни-
кают при описании вытеснения нефти небольшими оторочками хим-
реагентов. Это вызвано наличием у схем первого порядка точности
большой схемной вязкости, приводящей к возникновению значитель-
ной численной диффузии, которая на реальных разностных сетках
значительно превосходит физическую. Специфика уравнений фильтра-
ции такова, что применение хорошо зарекомендовавших себя при
решении задач газовой динамики немонотонных схем второго порядка
точности (Лакса-Вендрофа, Кранка-Никольсона и т.п.) приводит к
появлению значительных осцилляций, а введение в эти схемы псевдо-
вязкости заметно снижает точность решения. Этим же недостатком
обладают алгоритмы, основанные на методе конечных элементов. В
работах Б.И. Леви и других [43] предложены эффективные схемы
повышенной точности типа предиктор-корректор, свободные от этих
недостатков. Их применение позволяет на реальных разностных
сетках рассчитывать показатели вытеснения нефти оторочками малого
объема.

8. НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЬ И РИСК ПРИ ПРОМЫШЛЕННОЙ РЕАЛИЗАЦИИ
МЕТОДОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ЗАВОДНЕННЫХ ПЛАСТОВ

Неопределенность или неоднозначность возможных будущих
состояний свойственна в той или иной степени практически всем
технологическим процессам. Следствие неопределенности, во-первых
- существование не одной, а многих альтернатив действий, направ-
ленных на достижение поставленных целей, и, во-вторых, — возмож-
ность получения при осуществлении выбранной альтернативы дейст-
вия результата, не соответствующего поставленной цели. Возможность
недостижения поставленной цели и определяет наличие риска при
принятии решений.

Промышленная реализация методов увеличения нефтеотдачи
пластов больше, чем внедрение новых технологий в других отраслях
народного хозяйства, связана с определенным риском, обусловлен-
ным прежде всего недостаточной изученностью этих методов и невоз-
можностью точно предсказывать и контролировать результаты их
применения. Кроме того, объект воздействия - нефтяной пласт -
представляет собой сложную систему гидродинамических, физико-
химических и других явлений, характеризуется значительной измен-
254

чивостью основных свойств по объему пласта и не поддается непос-
редственному наблюдению.

Этими факторами обусловлена сложность разработки безошибоч-
ных прогнозов эффективности применения методов увеличения
нефтеотдачи пластов и составления на их основе надежных планов. С
целью повышения надежности планирования необходимо учитывать
объективно существующую неопределенность в оценке эффективности
процессов разработки, а при принятии решений по выбору условий и
масштабов реализации методов увеличения нефтеотдачи - возмож-
ность недостижения ожидаемого технологического эффекта и связан-
ный  с ней риск получения экономически неудовлетворительных
результатов.

Риск экономических потерь от применения методов увеличения
нефтеотдачи весьма ощутим, так как затраты на их осуществление
значительно выше, чем при обычном заводнении или разработке на
режимах истощения.

В теории принятия решений существуют методы оценки неопреде-
ленности и риска в различных областях деятельности. Ряд теоретичес-
ких исследований и практических расчетов по оценке риска проведен
в Международном институте системного анализа коллективом вен-
герских исследователей. В Сибирском энергетическом институте,
Международном институте проблем управления. Своеобразие и
неповторимость причин, обусловливающих риск и неопределенность в
каждой конкретной области принятия решений, не допускают фор-
мального использования имеющихся методических разработок.

8.1.	ФАКТОРЫ, ОБУСЛОВЛИВАЮЩИЕ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЬ И РИСК

Прогнозные показатели процессов воздействия на пласты с целью
увеличения нефтеотдачи, полученные на основе математических
моделей с использованием исходной информации о строении и свойст-
вах реальных пластов, о специфике механизмов процессов -могут
однозначно соответствовать действительным показателим разработки
с применением методов при следующих условиях:

математические модели совершенны;

сведения о пластах и свойствах пластовых жидкостей точны и
исчерпывающи;

лабораторные исследования механизмов процессов проведены в
условиях, соответствующих реальным пластовым.

Очевидно, что такие условия в значительной мере идеальны и не
соответствуют действительности тем в большей степени, чем меньше
изучены пласты и методы. Несовершенство математических моделей
Является, с одной стороны, следствием того, что не все факторы и
явления, лежащие в основе механизмов процессов, известны исследо-

вателям и потому не могут быть описаны математически. С другой
стороны, любая математическая модель всегда проще, чем модели-
руемые объект или явление, причем из числа известных факторов при
разработке модели выбирают основные, наиболее существенным
образом влияющие на показатели моделируемых процессов. Этот
выбор является, как правило, субъективным.

Сложность строения нефтяных пластов, изменчивость свойств
коллектора и пластовых флюидов и недосягаемость для визуального
наблюдения процессов, протекающих в пластах, являются причинами,
обусловливающими неполноту геолого-физической информации,
степень которой зависит от уровня разведанности месторождения и
стадии его разработки.

Возможные несоответствия результатов исследования механизмов
процессов в лабораторных условиях реальным, пластовым показате-
лям процессов определяется спецификой моделирования (техничес-
кое несовершенство, ограниченность размеров моделей) и неполнотой
и неточностью представлений о пласте и пластовых флюидах.

Таким образом, прогнозные оценки эффективности процессов
содержат элементы погрешности, а принятие решений ПР-2, предшест-
вующее промышленному испытанию процесса увеличения нефтеотда-
чи (см. рис. 2.5), происходит в условиях неопределенности. Поэтому
определить действительную эффективность процесса увеличения
нефтеотдачи пластов и выбрать оптимальную технологию его осущест-
вления наиболее достоверно можно только на основе практического
применения метода в промышленных условиях. Но большая часть
методов (заводнение с применением мицеллярных растворов, полиме-
ров, щелочей) находятся на ранней стадии испытаний, а результаты
промышленных экспериментов или еще не известны, или не подтвер-
дили убедительно ожидаемого эффекта. Поэтому принятие решений
ПР-3 на перспективу об объемах и эффективности внедрения большин-
ства методов увеличения нефтеотдачи пластов осуществляется в
настоящее время в тех же условиях неопределенности, что и при
планировании промышленных испытаний, т.е. минуя фазу 3 (см.
рис. 2.5).

Тем не менее, принимать решения по выбору объектов, определе-
нию масштабов испытания и внедрения и технологии применения
методов необходимо не дожидаясь их полного изучения и подготов-
ки. При этом следует анализировать информацию трех основных
видов:

1)	наличие и возможные объемы материально-технических средств,
необходимых для реализации процессов в перспективе;

2)	геолого-физическая характеристика конкретных месторождений
и критерии применимости методов;

3)	технологическая и экономическая эффективность методов в
конкретных условиях объектов, пригодных для их применения.

Информация первых-двух видов служит основой для выявления
альтернатив развитию методов увеличения нефтеотдачи пластов, цель
анализа технологической и экономической эффективности возможных
вариантов реализации процессов — выбор конкретных объектов
испытания или внедрения методов, сроков начала промышленных
работ и их объемов. В качестве критериев выбора рационального
варианта обычно принимаются расчетные величины показателей
технологической и экономической эффективности, однако нельзя не
учитывать, что в результате действия разных причин при реализации
конкретного процесса на выбранном объекте можно получить техно-
логический эффект, отличный от расчетного.

Неопределенность прогноза показателей разработки означает
прежде всего то, что при реализации выбранного метода по заданной
технологии на конкретном объекте существует вероятность несовпа-
дения действительной величины эффекта с расчетной. Известно, кроме
того, что методы увеличения нефтеотдачи пластов в 3-10 раз дороже
традиционных и освоенных. Совокупность этих двух причин обуслов-
ливает риск получения неудовлетворительных результатов при
практическом осуществлении проектов испытания и внедрения
методов.

Учет и анализ факторов неопределенности прогноза показателен
разработки с применением метода на конкретном месторождении или
группе объектов (см. рис. 2.5, фазы 2 и 3) перед принятием решений о
целесообразности проведения промышленных испытаний (ПР-2) и
внедрения (ПР-3) необходимо оценивать неопределенность прогноза
показателей и связанный с ней риск. Это, в свою очередь, требует
формализации представлений о неопределенности и риске, т.е. описа-
ния этих понятий с применением вероятностных методов.

8.2.	ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ И РИСКА В ПРОМЫШЛЕННОМ
ПРОИЗВОДСТВЕ И РАЗВИТИИ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

Неопределенность и риск - привычные, часто встречающиеся
понятия будничной жизни. Однако в теории научно-технического
прогнозирования и принятия решений эти понятия приобретают смысл
научных терминов и требуют четких определений. О.И. Ларичев
отмечал, что с философской точки зрения неопределенность обуслов-
лена, с одной стороны, объективным существованием случайности как
формы проявления необходимости, а с другой - неполнотой каждого
акта отражения реальных явлений в человеческом сознании. В теории
принятия решений термин „неопределенность” формулируется как
многозначность возможных будущих состояний исследуемого явле-
17— Зак.795	257

ния. Отметим особо, что именно это определение будет иметься в виду
при последующих рассуждениях, так как в принципе возможно тол-
кование неопределенности в приложении к фактическим, а не прог-
нозным оценкам результатов функционирования анализируемых
процессов и систем.

В теории прогнозирования и принятия решений факторы, описы-
вающие ситуацию перед принятием решения делят на стохастические,
т.е. случайные с известными законами распределений, и неопределен-
ные, для которых закон распределения либо не установлен, либо не
имеет смысла. Эти группы факторов попадают под общую формулиров-
ку неопределенности, приведенную выше, но классификация задач по
принятию решений различает эти понятия: стохастические факторы
связывают с риском, неопределенные - с неопределенностью. Таким
образом, риск и неопределенность оказываются как бы независимыми.
Однако противопоставление или идентификация понятий „риск” и
„неопределенность” неоправданы. Логичнее подразумевать под
риском порожденную неопределенностью возможность того, что при
выбранной альтернативе действия поставленная цель не достигается,
т.е. рассматривать риск как следствие неопределенности.

Показатели, используемые для оценки неопределенности и риска
при принятии решений, различаются в зависимости от специфики той
области исследования, в которой они применяются. Во многих случаях
достаточно определить риск как вероятность недостижения цели.

Если возможный исход намечаемой стратегии описывается вероят-
ностным распределением, вероятность недостижения заданной цели (с
известной точностью) свидетельствует, по мнению авторов [46], о
неопределенности. Риск же оценивают как вероятность получения
неудовлетворительного результата, т.е. вероятность только нежела-
тельных отклонений.

Кроме того, в качестве одного из основных показателей риска
используют математическое ожидание вероятных отклонений анали-
зируемого признака в область по каким-либо параметрам неприемле-
мую. Если в качестве критерия приемлемости получаемых результа-
тов принимают экономический эффект, мерилом риска служат возмож-
ные экономические потери.

Венгерскими исследователями [46] предложено в народнохозяйст-
венной деятельности при принятии решений использовать для оценки
риска „коэффициент риска”, представляющий собой соотношение
математических ожиданий возможных отрицательных отклонений и
возможных положительных отклонений от заданной цели, определяе-
мой как „плановая величина”.

Наиболее важный, базовый этап в исследовании неопределенности
и риска при принятии решений - построение распределений вероят-
ностей, характеризующих область возможных значений анализируе-

те

мого показателя. Как правило, на этот показатель влияет ряд стохас-
тических факторов, каждый из которых, в свою очередь, описывается
своим вероятностным распределением. Поиск и построение этих
распределений представляют собой самостоятельную задачу, решение
которой осуществляют двумя путями:

1)	на основе обработки статистической информации, полученной в
результате многократно повторяемых испытаний или наблюдений
(апостериорный подход);

2)	по данным субъективных оценок вероятностей, т.е. методом
зкспертироваиия (априорный подход).

Следует отметить, что хотя методы экспертных оценок принято
считать субъективными, их применимость, по нашему мнению, неос-
порима, если:

получение распределения вероятностей апостериорным путем
практически невозможно;

статистическая информация не учитывает влияния положитель-
ных изменений, обусловленных научно-техническим прогрессом
(например, совершенствование технологии применения методов
увеличения нефтеотдачи пластов), или отрицательных изменений,
вызванных осложнением внешних и внутренних условий анализируе-
мого объекта (например, ухудшение качественной характеристики
структуры запасов нефти);

точность определения фактических данных, характеризующих
анализируемый процесс, неудовлетворительна.

Было отмечено, что выбор показателей, описывающих риск и
неопределенность, во многом определяется спецификой конкретной
области их использования, которая, кроме того, оказывает значитель-
ное влияние на методы построения распределений вероятностей и
другие методологические принципы.

В Международном институте системных исследований (г. Лаксен-
бург, Австрия) большое внимание уделяется исследованиям, связан-
ным с анализом риска, возникающего в результате использования
различных технологий. В качестве конкретных примеров рассматри-
вают атомные электростанции, химические и газоперерабатывающие
заводы и другие производства, аварии на которых могут вызвать
большой материальный ущерб и привести к человеческим жертвам.
Особенность задач такого рода - малая вероятность больших потерь.
Анализ риска проводится преимущественно в направлении изучения
социальных, экономических, технических и политических аспектов
этой проблемы, а усилия исследователей направлены в основном на
разработку методов принятия решений с учетом факторов риска.

В практике разработки нефтяных месторождений понятие „неопре-
деленность” до настоящего времени практически не использовалось.
Однако как один из аспектов этой проблемы можно рассматривать

исследования, связанные с оценкой достоверности и точности опреде-
ления параметров пласта, начальных балансовых запасов, прогнози-
руемых значений коэффициент охвата пласта и извлекаемых при
обычном заводнении запасов [2, 5, 39 и др.]. В этих работах показано,
что прогноз степени извлечения нефти из недр при обычном заполне-
нии не может быть однозначным, следовательно, ему свойственна
неопределенность.

Применительно к методам увеличения нефтеотдачи пластов
первые исследования, связанные с количественной оценкой неопреде-
ленности и риска, появились в конце 70-х годов. Так, X. Хасиба и
Л. Вилсон [55] предлагают способ построения распределении вероят-
ностей, характеризующих совокупность возможных значений запасов
нефти, извлекаемых в результате применения метода увеличения
нефтеотдачи пластов.

Для этого сначала анализируются и количественно оцениваются
возможные отклонения действительного коэффициента нефтеотдачи
от ожидаемого (проектного), а также отклонение действительных
запасов нефти, содержащихся в пласте, от проектных. Основная
причина предполагаемого несовпадения проектных и действительных
величин — недостаток данных, необходимых для надежного опреде-
ления как запасов, так и коэффициента нефтеотдачи, т.е. свойственная
каждому из этих параметров неопределенность.

Для описания вероятностного характера этих переменных строят-
ся диаграммы вероятности, вид которых должен отражать текущее
состояние их неопределенности. Как уже отмечалось, это наиболее
сложный и вместе с тем ответственный этап всего анализа. Для пос-
троения диаграмм вероятностей в работе [55] предлагается использо-
вать данные лабораторных исследований, математического модели-
рования процесса, его опытно-промышленного испытания либо субъек-
тивные представления о неопределенности параметров. В рассматри-
ваемом случае авторами принимается треугольный вид распределения,
Для построения диаграмм вероятностей используют три точки, кото-
рые получают исходя из общих суждений.

Для построения интегрального распределения вероятностей для
искомой величины извлекаемых запасов нефти используется дерево
вероятностей. При помощи этого распределения оценивают вероят-
ность получения той или иной эффективности метода на различных
фазах подготовки метода к внедрению. Стандартное отклонение и
дисперсия распределения вероятностей, характеризующие возможную
технологическую эффективность метода, после проведения пилотного
эксперимента значительно меньше, чём до него. Другими словами,
неопределенность прогноза эффективности снижается по мере уточне-
ния информации о пласте и получения фактических данных о про-
цессе.

После расчета экономических показателей, характеризующих
любой из возможных результатов промышленного эксперимента,
определяется вероятность успеха, т.е. получения технологического
эффекта, обеспечивающего прибыль при различных уровнях цен на
нефть. Полученные результаты служат базой для принятия решений на
каждом из этапов подготовки метода к промышленному внедрению на
конкретном объекте.

В работе [50] М. Андерсоном рассматривается использование
метода оценки риска при проектировании опытно-промышленных
работ по методам увеличения нефтеотдачи. В качестве критерия
оценки успешности планируемых экспериментов используется показа-
тель уровня возврата капитала- Для определения этого показателя
необходимы данные по ценам на нефть, приросту добычи нефти за счет
применения метода, ценам рабочего агента, расходу этого агента на
единицу объема пор пласта- Прогнозу каждого из перечисленных
параметров свойственна неопределенность, обусловленная тем, что
точно предсказать их значения практически невозможно.

Вероятностные распределения этих параметров задают в виде
таблицы. Рассматривается гипотетический объект, на котором плани-
руется проведение пилотного эксперимента с последующим расшире-
нием до промышленных масштабов. Другие параметры, характеризую-
щие процесс разработки, приняты постоянными.

Уровень возврата капитала, являясь функцией случайных и
заданных постоянных параметров, — также случайная величина с
вероятностным распределением. Возможные значения этого показате-
ля рассчитывали с использованием метода Монте-Карло. Каждое
полученное значение уровня возврата капитала сравнивалось с пре-
дельным его значением, которое, в общем случае, также может изме-
няться. Если сравниваемая величина показателя превышала заданный
предельный критерий, эксперимент считался успешным, в противном
случае - неудачным. Вероятность успешной реализации опреде-
лялась долей экспериментов, в которых уровень возврата капитала
превышал предельное значение.

Принятие решения о необходимости и целесообразности примене-
ния метода на конкретном объекте предлагается проводить с исполь-
зованием данных о вероятности успеха пилотного эксперимента и
ожидаемой его экономической эффективности (математического
ожидания уровня возврата капитала).

В работе [50] особо подчеркивается, что для получения объектив-
ных результатов требуется тщательный выбор вероятностных распре-
делений вводимых случайных переменных. Однако как в [50], так и в
[55] вопросы обоснования вида распределений специально не обсуж-
даются.

Не обосновывается также возможность использования предложен-
ных методов статистической обработки (дерево вероятностей и Монте-
Карло) для зависимых между собой переменных, какими являются,
например, цены на нефть и реагенты, количество добытой нефти за
счет метода и количество израсходованного реагента на единицу
объема пор пласта.

При рассмотрении возможности и перспектив применения методов
анализа риска при принятии решения отмечается [51], что данные
методы не могут устранить или даже уменьшить степень риска ини
неточности. Целесообразность использования таких методов обуслов-
ливается не тем, чтобы уменьшить риск, а скорее тем, что они служат
инструментами, позволяющими оценить, количественно определить и
понять риск и неопределенность.

По нашему мнению, такое утверждение ие вполне справедливо.
При соответствующем анализе факторов, обусловливающих неопре-
деленность прогноза и риск последующей реализации методов увели-
чения нефтеотдачи пластов, и в результате количественной оценки
степени влияния этих факторов на уровни неопределенности и риска
можно на стадии подготовки метода к промышленным испытаниям
или внедрению на конкретном объекте снизить неопределенность и
риск в результате воздействия на факторы, поддающиеся регулирова-
нию, и принимать решения сознательно.

Уже в середине 80-х годов число работ, посвященных проблеме
принятия решений в области разработки нефтяных месторождений в
условиях неопределенности и риска, существенно возросло и в настоя-
щее время эта проблема - одна из наиболее популярных среди зару-
бежных исследователей. Это и серия статей Кэмпбелла старшего и
Кэмпбелла младшего в журнале Petroleum Engineering International,
опубликованных под девизом: „Перестройка нефтяной промышлен-
ности”, и публикации Макдональда, Кэмпбелла, Кумара в журналах
Petroleum of Technology и другие работы. На ХП Мировом нефтяном
конгрессе, состоявшемся в 1987 г. в г. Хьюстоне, США, лейтмотивом
всех докладов прозвучали проблемы, связанные с ограничениями,
осложнениями, неопределенностью и риском применения методов
увеличения нефтеотдачи пластов, за которыми, однако, бесспорно
признано будущее. Главные причины неопределенности - несовер-
шенство описания свойств пластов и механизма процессов нефтевытес-
иення при математическом моделировании, а также незнание ключе-
вых данных об этих процессах.

Неопределенность в применении методов происходит также в
значительной мере от неточного знания экономических условий
(затраты на нефть и др-)- Все это сказывается на обоснованности потен-
циальной стратегии развития методов увеличения нефтеотдачи плас-
тов в обозримом будущем.

 <

Независимо от того, каким образом выделяются исследователями
факторы, обусловливающие неопределенность и риск, каковы методы
формализации вероятностных распределений, используется ли для
анализа дерево вероятностей, метод Монте-Карло или процедура
Латинского гиперкуба, основной идеей всех исследований в области
неопределенности и риска является необходимость их учета при
разработке проектов, прогнозов и планов развития нефтедобывающей
отрасли.

И, пожалуй, наиболее важные и трудно учитываемые факторы,
влияющие на неопределенность прогнозов и риск промышленной
реализации технологических процессов, - творчество и высокий
профессионализм. Интуиция, основанная на большом практическом
опыте, имеет гораздо большее значение для эффективного принятия
решений, чем компьютеризация, не соединенная со способностью
интерпретировать сложную, многообразную информацию.

8.3.	МЕТОДИКА ОЦЕНКИ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ПРОГНОЗА И РИСКА
ПРОМЫШЛЕННОЙ РЕАЛИЗАЦИИ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

Предлагаемая методика оценки неопределенности прогнозной
эффективности методов увеличения нефтеотдачи и риска принятия
решений включает следующие этапы:

графоаналитическое описание распределений вероятностей воз-
можных значений основных параметров, функцией которых является
показатель технологической эффективности применения метода;

определение вида вероятностного распределения совокупности
возможных значений эффекта и оценка показателей неопределенности
прогноза;

расчет показателей риска при заданных граничных экономических
условиях и установленном уровне неопределенности прогноза.

8.3.1.	Исходные распределения вероятностей параметров,
определяющих технологический эффект

Технологический эффект от применения методов увеличения
нефтеотдачи пластов обычно характеризуют приростом нефтеотдачи по
сравнению с традиционными методами воздействия, увеличением
темпов добычи нефти, снижением обводненности добываемой продук-
ции, сокращеш<ем срока разработки и др. Здесь рассмотрим в качестве
показателя эффективности прирост извлекаемых запасов нефти на
единицу необходимого для реализации процесса реагента. Этот показа-
тель наиболее удобен для определения экономических показателей
процесса- Представим его в виде

SK.	On

(8.J)

Здесь S - площадь объекта применения метода; Kt — произведение
объемных параметров пласта (его толщины, пористости, начальной
нефтенасыщенности, плотности нефти в пластовых условиях); К2 -
комплекс гидродинамических параметров пласта (вязкости пласто-
вых флюидов, проницаемость, коэффициент вариации по проницае-
мости и т.д.); К3 - комплекс параметров, характеризующих специфику
конкретного процесса увеличения нефтеотдачи в пластовых условиях,
значения которых определяются экспериментально (например, для
метода вытеснения нефти полимерными растворами - адсорбция,
факторы сопротивления и остаточного сопротивления; для диоксида
углерода - растворимость газа в нефти и пластовой воде и т.д.); Д 1} -
прирост нефтеотдачи как функция комплексов параметров К2, Кэ и
расхода реагента на единицу балансовых запасов .QpftSKJ.

При расчетах показателя q используются значения перечисленных
параметров, определенных в результате исследований пластов, сква-
жин, проведения лабораторных экспериментов и опытно-промышлен-
ных работ. Очевидно то, что исходная информация не обязательно
соответствует истине, а существует вероятность несовпадения истин-
вых значений параметров S, Kt, Kv К3 и их значений, обоснованных на
стадии проведения расчета эффективности, т.е. расчетных Kip, К2р,
Кзр-

Если расчетные значения параметров, входящих в выражение (8.1),
а также вид функции Д ц соответствуют действительности, тогда
истинное значение удельного показателя технологической эффектив-
ности q будет равно расчетному, т.е.

Q ’ Qp при К3 = К2р.	(8.2)

*э=*зр
Д.П = ДЛр

В последующих рассуждениях будем полагать, что заданные при
прогнозе технологические условия ведения процесса и количество
реагента Qp не отличаются от реализуемых.

Разделим возможное истинное значение q на расчетное qp, тогда, с
учетом (8.1), запишем

’’	Мр(К.р.К,р.^->

или

QN ~ SN KiN	(R-4)

где Qjv, $Л> KlN и A4W “ нормированные относительно расчетных
значений удельный показатель технологической зффактивности,
площадь объекта, произведение объемных параметров пласта и при-
рост нефтеотдачи соответственно.

Рассмотрим факторы, обусловливающие возможное несовпадение
расчетных и действительных (истинных) значений параметров, их
комплексов и функций или, что одно и то же, отклонения нормиро-
ванных случайных величин 5дг, и Лг)дгот единицы.

Распределения вероятностей параметра Sjy- Фактор,
определяющий возможное несоответствие действительного значения
площади S расчетному Sp, - условность выделения границ объекта
применения метода увеличения нефтеотдачи на сталии прогнозиро-
вания.

Бели метод предполагается реализовать на всем месторождении,
то контур этого месторождения совпадет с границей зоны влияния
рабочего агента, закачиваемого в пласт. В этом случае возможная
погрешность определения площади объекта S обусловливается точ-
ностью оконтуривания, которая зависит от числа скважин, пробурен-
ных на месторождении и обеспечивающих информацию о строении и
свойствах пласта, его масштабах и сложности.

В зависимости от степени разведанности месторождения и вели-
чины оцениваемых запасов нефти ошибка может достигать 20-30 %
при достоверности 0,68 [39].

Учитывая это, для описания совокупности возможных действи-
тельных значений площади объекта можно использовать нормальное
вероятностное распределение, симметричное относительно величины
площадй, принятой при расчетах.

Если же испытание метода планируется на части залежи, разраба-
тываемой при обычном заводнении, то граница опытного участка опре-
деляется линией нулевого градиента. Ее положение изменяется во
времени вследствие интерференции скважин и изменения технологи-
ческого режима их работы (остановок на капитальный и текущий
ремонт, исследования, ввода новых скважин, изменения давлений и
отбора и т.д.).

В каждом конкретном случае в зависимости от системы размеще-
ния скважин, их числа, продолжительности осуществления процесса
на планируемом опытном участке и условий эксплуатации фонда
скважнн в результате электромоделировання можно определить на
опытном и соседних" заводняемых участках величину охваченной
воздействием площади. Но во всех случаях:

площадь не может быть больше, чем ограниченная ближайшими
нагнетательными скважинами, предназначенными для заводнения £в;

площадь ие может быть меньше, чем заключенная в пределах
нагнетательных скважин, в которые закачивают рабочий агент для
осуществления метода,

наиболее вероятное значение площади опытного участка - расчет-
ное^, т.е. в пределах разрезающего эксплуатационного ряда, распо-
ложенного между нагнетательными скважинами, предназначенными
для заводнения, с одной стороны, и дли реализации метода увеличе-
ния нефтеотдачи, с другой.

При принятых условиях случайный характер величины можно
описать треугольным вероятностным распределением (рис. 8.1, в).
Максимальное значение функции плотности принимает приЗдг = 1, что
значит: наиболее вероятно расчетное значение площади опытного
участка.

Для иллюстрации выбора возможных положений границ опытного
участка и расчета соответствующих им значений и.% При приня-
тых предположениях рассмотрим систему пятитрчечных элементов
(рис. 8.2, а). Пусть закачка рабочего агента осуществляется в девять
нагнетательных скважин, восемь из которых расположены симметрия-



Рис. 8.1. Распределения вероятностей возможных значений Параметров, нормированных
относительно расчетных значений.

а — площадь опытного участка; б — комплекс объемных параметров пласта; в — прирост
нефтеотдачи (в зависимости от состояния изученности метода); е — прирост нефтеотдачи

6

Рис. 8.2. Возможные положения
границ опытных участков в зави-
симости от системы размещения
скважин и их числа.

Системы размещения скважин: о,
в — площадная пятиточечная (а)
или семиточечная (е); б ~ трехряд-
ная с параллельно-последователь-
ным соединением элементов; г —
трехрядная с последовательным
соединением элементов; 1—Ш —
вероятные положения гранил
опытных участков

но относительно центральной. Тогда, при условии поддержания равно-
весного баланса закачка-отбор, расчетное, наиболее вероятное поло-
жение границы - по линии II. Крайними возможными границами
являются:

линия I (площадь — такое положение реализуется, например,
если отбор из скважин, расположенных на линии П, окажется сущест-
венно ниже, чем расход (нагнетание) в скважине линии Ш;

линия III (площадь 5^) - в случае, если объем нагнетания в сква-
жины, расположенные на линии I, значительно превышает отбор из
скважин линии II.

Аналогичным образом, для систем размещения скважин семито-
чечной (рис- 8.2, в), трехрядной с параплельно-последовательным
(рис. 8.2, б) и последовательным (рис- 8.2, г) соединением элементов
геометрически определены максимально (SB) и минимально (Sb)
возможные площади объекта. На рис. 8.3 приведены зависимости этих
показателей, нормированных относительно расчетного значения
площади объекта (Sb/S^ и Sh^j)» от числа скважин. Очевидно, что при
одном и том же числе скважин их размещение по площадной схеме
обеспечивает меньшую степень подвижности линии нулевого градиен-
та, т.е. S^/Sp и Sa/Sp в меньшей степени отличаются от единицы, чем
при размещении скважин по трехрядной схеме при параллельно-после-
довательном соединении элементов и, тем более, при последователь-
ном (в один ряд) соединении.

Рис- 8.3. Зависимости минимально (S^ и
максимально (S&) возможных значений
площади опытного участка, нормирован-
ных относительно расчетных значений, от
числа скважин п и системы их размещения
Система размещения скважин: 1 — пло-
щадная; 2 — рядная с пвраллелыю-гюсле-
дсвагельным соединением элементов;
3 — рядная с последовательным соедине-
нием элементов

Распределение вероятностей параметра Кх-Расчетные
значения параметров, входящих в комплекс Kt, могут отличаться от
действительных тем в большей степени, чем меньше изучен пласт.
Известно, что всем параметрам, характеризующим пласт, в той или
иной мере свойственны изменчивость и неоднородность распределе-
ния как по толщине, так и по площади. В связи с этим представления о
среднем значении параметра или о его распределении вероятностей
тем ближе к истине, чем больше статистическая выборка значений
параметра по всему объему пласта. Как показано в работах [5, 39],
представительность выборки определяется преимущественно числом
скважин и степенью освещенности разреза. Соответственно, возмож-
ная ошибка в оценке значений каждого из параметров, входящих в
комплекс Kt, зависит от числа скважин - источников информации о
пласте. ИсЛользуя результаты исследований [39], представим совокуп-
ность возможных значений каждого из параметров нормальным
вероятностным распределением, симметричным относительно расчет-
ного значения. Стандартные отклонения этих распределений пропор-
циональны возможным ошибкам определения параметров, уровни
которых приведены в [39]. Комплекс К1г как и входящие в него
параметры, тоже характеризуется нормальным распределением (см.
рис. 8.1, б).

Зависимость ошибки ох (стандартного отклонения) от числа сква-
жин-источников информации о пласте, построенная по результатам
обработки данных [39], приведена на рис- 8.4. Диапазон изменения
уровней ошибок (на рисунке заштрихован) при фиксированном числе
скважин определяется различиями в сложности строения и масштабах
объектов.

jc. 8.4. Зависимости возможных сшибок
пределения объемых (aj и гидродиноми-
гских параметров ияаств от кисла
скважин — источников информации п

Распределения вероятностей параметра AJ). Причины
возможного несовпадения значения прироста нефтеотдачи, получен-
ного расчетным путем, с действительной его величиной заключаются в
следующем:

истинный вид функции Дт] может не соответствовать установлен-
ному и используемому при расчетах Длр> так как уровень изученности
большинства методов увеличения нефтеотдачи пластов недостаточен;

комплекс параметров К3 может оказаться недостаточно полным
вследствие недостаточной изученности метода, кроме тогоэ всегда
Существует вероятность, что истинные значения этих параметров
отличаются от установленных лабораторным путем, так как экспери-
мент весьма приблизительно моделирует пластовые условия;

при определении гидродинамических параметров комплекса
могут быть допущены ошибки из-за неполной изученности пласта;

действительный расход реагента на единицу балансовых запасов
Qp/(SKt) может отличаться от предусмотренного при составлении
прогноза	из-за неверного определения площади объекта и

значений параметров комплекса К\.

Чтобы рассмотреть влияние каждого из перечисленных факторов
на вероятность несовпадения значения Дт)р с его возможным действи-
тельным значением Дц, представим нормированную величину ДЦм
следующим образом:

ДЛдг= ДП 'N Дп'к’ЛЧ №	(8-5)

где	qd

Лп(Ка,К3,—*-)

Лч’№-----------;	(8.6)

ДПр(КгК,рЛк )

Дп’дг=	q* ;	(8-7)

ДПр(Ка,К1Р,— )

Ж1	269

лчр (Rjp, Кэр, )

Дп'"№----------------1-----

Л ЛР (КЭР’ КЭР’ „ )
SPAip

(8.8)

Здесь случайная нормированная величина Aij/y представляет
собой частное от деления истинного значения прироста нефтеотдачи на
возможный прирост нефтеотдачи, рассчитанный при условии, что
гидродинамические и объемные параметры пласта, входящие в комп-
лексы К3 MKt,a также площадь объекта S определены верно и одно-
значно соответствуют их истинным значениям. Различия в значениях
Дт) (К2 .К,.)) и ДПр ’КзР> Qj№Kt)) или> и™че, возможные
отклонения Дт]^ от единицы обусловливаются недостаточной изучен-
ностью метода (несовершенством математической модели, неадекват-
ностью условий лабораторного эксперимента пластовым).

Слученный характер нормированной величины Дт]'^ определяется
возможным несовпадением истинных значении параметров комплекса
К2 с их значениями, принятыми при расчетах, т-е. по существу, недос-
таточной изученностью пласта.

Причина возможного несоответствия значений д^р /СзР.
Cp/fcK,)) и riр (К2Р, КэР, Qp/(SiP К1Р)) или отклонения дч'£ от едини-
цы - неверное определение объема пор пласта (Ж), охваченного
воздействием метода.

Для описания неопределенности прогноза прироста нефтеотдачи,
связанной с недостаточной изученностью метода увеличения нефтеот-
дачи пластов, необходимо сформировать распределение вероятностей
случайной величины дqкоторая, как определено, является отноше-
нием возможного истинного и расчетного значений прироста нефтеот-
дачи. Один из способов построения распределения д г) jy - апостериор-
ный. В этом случае выборка значений формируется в результате
сравнения фактического и предусмотренного в проекте прироста
нефтеотдачи для каждого из проведенных промышленных экспери-
ментов по рассматриваемому методу. Однако практическое использо-
вание такого подхода в настоящее время нельзя осуществить по
следующим причинам:

ограниченность числа экспериментов, результаты которых можно
использовать для формирования выборки: кроме того, что опыт про-
мышленных испытаний по многим методам еще незначителен, из
рассмотрения пришлось бы исключить промышленные испытания,
находящиеся на ранней стадии реализации, а также сопровождающие-
ся нарушениями технологии;

неопределенность фактических оценок эффективности, вследст-
вие которой уверенность в том, что оцененные по промысловым

Данным показатели соответствуют их истинным значениям, недоста-
точна.

\ Вероятностные распределения, отражающие влияние уровней
изученности методов увеличения нефтеотдачи пластов на достовер-
ность предсказания истинного прироста нефтеотдачи, можно построить
на основе задания априорных оценок. При этом следует выделять по
крайней мере две разные ситуации, в которых осуществляется прогно-
зирование и принятие решаний по реализации процесса разработки:

1)	прогнозная зффактивность подтверждена опытом промышлен-
ной реализации (испытания, внедрения) метода повышения нефтеот-
дачи пласта на конкретном или аналогичном по характеристике
объекте, причем практические результаты применения метода призна-
ны представительными и достоверными;

2)	опыт промышленной реализации метода увеличения нефтеотда-
чи применительно к конкретному объекту, для которого выполняется
расчет эффективности, отсутствует либо результаты промышленного
испытания имеются, но характеризуются высокой степенью неопреде-
ленности и не могут быть использованы для уточнения расчетного
эффекта-

Представительные и достоверные фактические данные об эффек-
тивности метода в конкретных условиях в значительной степени
снижают неопределенность прогнозных оценок. В этом случае сово-
купность возможных значений прироста нефтеотдачи можно предста-
вить в виде распределения вероятностей составителями соответствую-
щей технологической схемы или проекта. Если же опыт применения
метода недостаточен для уточнения прогноза эффективности, предла-
гается использовать способ построения распределений вероятностей,
характеризующих недостаточную изученность метода, основанный на
ряде допущений.

Пусть при заданном уровне изученности метода увеличения
нефтеотдачи пласта применительно к конкретным геолого-физичес-
ким условиям fi. (Д т)дг) ” некоторая функция плотности распределе-
ния вероятностей совокупности возможных значений ЛЦдь представ-
ляющей частное от деления возможного истинного значения прироста
нефтеотдачи Д т) (К2, К3, С0Д5/С.)) на расчетное значение ДЛпС^э, К,„,
<2Р/(Ж,»-	'

Вероятность того, что Дmin < ДЦдг < ДЦд' щах равна единице,
т.е. все предполагаемые значения истинного прироста нефтеотдачи,
нормированного относительно расчетного, заключены в диапазоне от

ЛО ЛЧк Здесь AilKmin и ДПи„„ - минимально и макси-
мально возможные значения Дт)}у соответственно.

Для данных обозначений запишем в общем виде закон распреде-
ления вероятностей

дЧ'1Утвх

Fk (ДПдг) “ 3 j fk (дП$у) d (ДП jy) = 1	(M)

Дч' .

или	ЛгП1П

1*	A^jymgx

/к(дпИ<'(лчМ+ 1 /к(лп\)<1(лпи)-1-

Точность расчета тем выше, а следовательно диапазон рассеяния
относительно Дг]/у= 1 тем меньше, чем лучше изучен метод-

В качестве показателя изученности можно использовать коэффи-
циент изученности, значения которого установлены для каждого из
методов на основе экспертных оценок. Тогда

Л1>и„|„-ф(Кт).	(8.11)

При конкретном проектировании и долгосрочном прогнозирова-
нии применения методов увеличения нефтеотдачи пластов наиболее
интересной и важной для оценки вероятности достижения прогнози-
руемой нефтеотдачи представляется область возможных значений
истинного прироста нефтеотдачи, меньших расчетной его величины.
Очевидно, что нижний предел Дт]^ тем меньше, чем хуже изучен
метод. В соответствии с этим, примем, что при

Киз = 0 дП)уП1-1П = 0.

(8.12)

Киз = 1 △4/yrnin = 1-

Можно предположить, что характер изменения минимального
значения истинного прироста нефтеотдачи, нормированного относи-
тельного расчетного, в зависимости от коэффициента изученности
линейный- Тогда, с учетом (8.12)

,8ЛЗ)

Для определения верхнего предела (ДП/Утах^ интеРвапа возмож-
ных значений истинного прироста нефтеотдачи, нормированного
относительно расчетной его величины, можно воспользоваться такими
же предположениями, как и для определения нижнего предела
(ДПИтаА1'0™'

^„,-’♦«4,-(fU4>
где Мо - величина, характеризующая отношение максимального
272

Потенциально возможного прироста нефтеотдачи за счет метода к
расчетному.

Рассмотрим случай, когда при подготовке исходной информации
проведен полный комплекс лабораторных исследований и получены
специфические параметры и зависимости, характеризующие процесс в
конкретных геолого-физических условиях. Тогда есть основания
полагать, что расчетное значение прироста нефтеотдачи или Дд/у = 1 -
наиболее вероятная величина из всего диапазона возможных значений
истинного прироста нефтеотдачи, нормированного относительно его
расчетной величины.

Очевидно, тогда для функции плотности в диапазоне значений
л n’Winax справедливы следующие неравенства:

fk <0> /к(дП\тш < дПк< 0> fk	(8Л$

fk (1)> fk (ДП^тах > △ Л/V >	<8Лб>

Функции плотностей и законы распределения вероятностей воз-
можных значений Дцд-, построенные для различных уровней изучен-
ности методов и подготовленности экспериментальной информации,
характеризующей специфику процессов в конкретных условиях,
приведены на рис. 8.1.

Нормированная величина Дт]/у отличается от единицы, если при
определении гидродинамических параметров комплекса К2 допущены
ошибки. Согласно [39], уровни этих ошибок зависят от состояния
изученности пласта. Как и дли нормированной случайной величины
KiN, совокупность возможных значений Д1) jy опишем нормальным
распределением вероятностей, симметричным относительно единицы
(см. рис. 8.1, г).

Зависимость относительной ошибки в определении гидродинами-
ческих параметров пласта, входящих в комплекс Кя, т.е. стандартного
отклонения о2 от числа скважин-источников информации, построен-
ная по результатам обработки данных [39], приведена на рис. 8.4.

Отклонения нормированной величины Дг)"/у от единицы опреде-
ляются возможным несоответствием действительного количества
рабочего агента, приходящегося на единицу балансовых запасов, с
количеством, предусмотренным при расчете. Эти возможные несоот-
ветствия обусловливаются неточностями, допущенными в расчетных
значениях площади объекта S и объемных параметров пласта, входя-
щих в комплекс Kt.

Вероятные отклонения параметров S к Kt влекут за собой
закономерное изменение Д1)"}у> * а* как существует связь между при-
ростом нефтеотдачи за счет метода и технологическими параметрами
процесса (объемом оторочки и концентрацией агента в растворе), что
неоднократно подтверждалось экспериментальными и теоретически-

ми исследованиями. Коничественно эта зависимость обычно устанав-
ливается на стадии проектирования для конкретных объектов и
метода.

Возможные отклонения нормированных величин площади S^,
объемных параметров комплекса Ktjf и прироста нефтеотдачи Дг]^ и
ДП'дг от единицы, т.е. их неопределенности, обусловливаются различ-
ными факторами и описываются соответствующими вероятностными
распределениями:

для возможной истинной величины площади, нормированной
относительно расчетного ее значения Sjv - условностью выделения
границ объекта;

для возможных истинных значений объемных параметров пласта
- неточностью определения объемных параметров пласта;

для возможной истинной величины прироста нефтеотдачи, норми-
рованной относительно его расчетного значения в предположении, что
известны истинные значения параметров пласта Дцдг — недостаточной
изученностью метода увеличения нефтеотдачи;

для возможной величины прироста нефтеотдачи, рассчитанной в
предположении, что известны истинные значения параметров пласта, и
нормированной относительно расчетного значения при фиксирован-
ных, принятых при расчетах значениях гидродинамических парамет-
ров пласта Ап’дг» ~ неточностью определения гидродинамических
параметров пласта, входящих в комплекс.

83.2. Интегральное распределение вероятностей
возможных значений технологического эффекта

Установлен вид распределаний вероятностей возможных значений
параметров, определяющих удельный технологический эффакт -
прирост добычи нефти за счет применения метода увеличения нефте-
отдачи пласта, отнесенный к суммарному расходу реагента, д(т/т или
т/мэ). Необходимо найти интегральное вероятностное распределение
для описания совокупности возможных истинных значений удельного
технологического эффекта q или нормированной относительно расчет-
ного значения случайной величины д^. Для этого можно использовать
один из известных в статистике подходов — метод вероятностного
дерева или метод Монте-Карло.

Вероятностное дерево. Для его построения непрерывные
распределения нормированных величин S.v, к^, Ai}# и Ai]"N преоб-
разуются в дискретные. Так как рассматриваемые переменные можно
считать независимыми, то вероятность совместного появления этих
независимых величин равна произведению их вероятностей:

г (®r.) -Р (Su.) Р(К Р (A4i,J Р (ДЧ'Кгга),	(8-17)

п*

/ = 1,2,3....  к	= 1,2,3,..., г; f= 1,2,3,

т = 1, 2,3,..Г, 1 = 1,2,3, ..^ргЛ

Число интервалов, на которые разбиваются диапазоны изменения
величин (р, г, s, 1) выбирается произвольно. Для обеспечения удовлет-
ворительной точности расчетов достаточно выделить три-четыре
интервала и определить соответствующее число значений S^., KiNk>
Д1)/уиДч'от , относящихся к серединам выбранных интервалов.

Каждая ветвь дерева вероятностей содержит информацию о выб-
ранной дискретной случайной величине - ее значении и вероятности
появления. При конкретных расчетах число ветвей, исходящих из
каждого узла, соответствует числу выбранных интервалов р, г, s и t, а
число ветвей на последнем узповом уровне — произведению prst.

Значения q^. рассчитываются для всех возможных сочетаний
величин Sfij, KtNk, ДП/у., и ранжируются по возрастанию, а
соответствующие вероятности определяются по формуле (8.17) и после-
довательно суммируются. Результаты обрабатываются графически в
координатах 1 Р (qv.) - qjy- Полученная зависимость соответствует
закону распределения вероятностей F (фу.).

Метод построения распределения вероятностей при помощи
дерева вероятностей хотя и является трудоемким, но позволяет
получить искомые распределения вероятностей без использования
ЭВМ.

Метод Монте-Карло. Его принцип заключается в выборе зна-
чений функций распределения случайных величин S^, KvN, Дп)у и
Д1) /у по закону случайных чисел генерированных в интервале 0-1.

Тот факт, что при достаточно большом объеме совокупности
случайных чисел (допустим, 500) они распределяются в заданном
интервале равномерно, позволяет утверждать:

частота появления одинаковых (или попадающих в один интервал)
значений исходных параметров Sjy, Kt]y, ДП/у и ДП'дг, соответствующих
выбранным случайным образом значениям функции (закона) распре-
деления, отражает заданную плотность распределения;

совокупность значений результата фу совместного появления
случайных значений исходных параметров является статистической
выборкой, характеризующей его вероятностное распределение.

Применение метода Монте-Карпо обеспечивает более высокую
точность получаемых результатов, чем дерево вероятностей. На
основе стандартных программ с использованием предложенных анали-
тических зависимостей составлена программа „Монте” для ЭЦВМ
БЭСМ-6 на языке „Фортран”. После ряда операций и графической
обработки (на графопостроителе ЭВМ) получается распределение

частот л,—qN. (здесь nf- - число случаев, попадающих в i-й классовый
промежуток значений q#), которое соответствует функции плотности
/fajy)- Использование этого распределения позволяет определять
показатели, характеризующие риск и неопределенность.

8.3.3.	Показатели неопределенности прогноза эффективности метода
увеличения нефтеотдачи пластов

Вид и параметры распределения вероятностей возможных значе-
ний удельного технологического эффекта, как следует из постановки
задачи, должны различаться в зависимости от того, каковы характе-
ристики исходных распределений, зависимость прироста нефтеотдачи
от удельного расхода реагента на единицу балансовых запасов и
выбранный при расчете объем оторочки или, что то же самое при
постоянной концентрации, удельный расход реагента на единицу
балансовых запасов. Параметры, описывающие исходные распределе-
ния вероятностей, зависят в свою очередь от числа скважин на объек-
те, системы их размещения и состояния изученности метода увеличе-
ния нефтеотдачи пласта.

Характеристики распределений вероятностей возможных значе-
ний удельного технологического эффекта в той инн иной степени
отражают неопределенность прогноза. По всей видимости неопреде-
ленность тем меньше, чем меньше размах распределения, его диспер-
сия и выше вероятность получения эффективности, равной расчетной
(с заданной точностью). В качестве показателей неопределенности
можно использовать следующие.

Коэффициент вариации распределения вероятностей возможных
значений удельного технологического эффекта

Кв =^Dhn.	<818)

ЗдесьD - дисперсия распределения вероятностей; т - его матема-
тическое ожидание.

Очевидно, что чем меньше дисперсия и больше математическое
ожидание, тем при реализации выше вероятность получения резуль-
татов, близких к расчетным значениям, следовательно, меньше неоп-
ределенность прогноза. Этот показатель предлагается для целей
оценки неопределенности прогноза впервые.

2.	Вероятность неполучения расчетной эффективности с заданной
точностью

(1-6)

Дп1п=5	+ S	(8,19>

_<о	1 + 8

где б - заданная точность результата; f (q^) - функция плотности
распределения вероятностей возможных значений показателя q^.

3.	Значение наименьшего эффекта (или 0н/<7р) при заданной
вероятности получения технологического эффекта, превышающего Qk.
Здесь он назван нижним пределом эффективности при заданной досто-
верности а.

Точность определения эффекта тем выше, а неопределенность
прогноза тем меньше, чем меньше коэффициент вариации/^, вероят-
ность неполучения расчетной эффективности с заданной точностью
Дп1п и больше нижннй предел эффективности о,( при заданной досто-
верности а.

Неопределенность, свойственную прогнозу технологического
эффекта, следует учитывать при планировании с цепью повышения его
надежности. Чтобы повысить достоверность планируемых уровней
добычи нефти необходимо;

регулировать факторы, обусловливающие неопределенность прог-
ноза, а именно: улучшить состояние изученности пласта перещ состав-
лением прогноза (за счет бурения дополнительных скважин специаль-
ного назначения, проведения комплекса геофизических и гидродина-
мических исследований, отбора керна и т.д.), обеспечить относитель-
ную стабильность границ опытного участка и др.;

ориентироваться на величину эффекта, достоверность получения
которого признается удовлетворительной, т.е. предусматривать в
плане нижний предел эффективности qH при заданной достоверности
Ct.

Кроме того, как уже отмечалось, следствием неопределенности
является риск получения экономически неудовлетворительных
результатов. Поэтому анализ и количественная оценка неопределен-
ности прогноза необходимы для расчета риска при принятии решений
по реализации методов увеличения нефтеотдачи пластов в промыш-
ленных условиях.

8.3.4.	Оценка риска получения неудовлетворительных результатов
при реализации методов увеличения нефтеотдачи пластов

Для оценки риска в условиях неопределенности прогноза техно-
логического эффекта необходимо установить предельную величину
показателя технологической эффективности. Превышение установлен-
ного предельного эффекта будет свидетельствовать об успешности
промышленного испытания или внедрения метода увеличения нефте-
отдачи пластов- В зависимости от того, с какой целью проводится
анализ риска и неопределенности прогноза, обоснование критерия
успешности промысловых работ можно провести:

на основании энергетического или комплексного материально-
энергетического баланса;

исходя из потребностей в нефти страны, нефтедобывающего райо-
на, НГДУ и любой другой хозяйственной единицы;

посредством технико-экономического анализа.

Следует отметить, что независимо от принятого критерия успеш-
ности методический подход к оценке риска останется тем же, за
исключением того, что в первом случае вероятные потери выражаются
в непроизводительных затратах энергии, материалов, людских ресур-
сов и т.п., во втором - в недопоставках нефти, в третьем - в рублях.

Рассмотрим риск получения экономически неудовлетворительных
результатов. Экономический эффект от реализации процесса окажется
положительным в том случае, если из всей совокупности возможных
значений удельного технологического эффекта будет получена Ц/
выше некоторой предельной величины q0.

Значение q0 определяется для конкретного объекта и метода при
заданных масштабах, плотности сетки скважин, системе их размеще-
ния, удельном расходе реагента на единицу балансовых запасов и
прочих условиях на основании технико-экономического расчета.

Все возможные значения технологического эффекта Qi больше
предельного q0 (рис. 8.5) обеспечат положительный, а меньше <?0 -

Рис. 8.5. Распределения вероятностей возможных значений показателя удельной техноло-
гической эффективности, нормированных относительно соответствующих расчетных
значений (варианты 11,13; 31; 33).

11 — число скважин — источников информации о пласте n = 10, проектный объем оторочки
рабочего агента (С02)	0,05; 13 - п-ID, VOT - 0,3; 31 - п = 150, Уот - 0,05; 33-п- 150,

V0T - 0,3; g0 № значение предельного технолсгическсго эффекта для соответствующих
вариантов

отрицательный экономический эффект, или, иначе, реализация значе-
ний Qj < q0 повлечет за собой экономические потери.

Риск получения возможных экономических потерь тем больше,
чем дороже процесс и выше неопределенность прогноза. Для оценки
риска можно рекомендовать использовать следующие показатели.

1.	Вероятность получения экономически неудовлетворительного
результата

QoN

Р~= 5	(8.20)

flmin/flp

2.	Возможные абсолютные экономические потери Э~ (руб). Предста-
вим совокупность возможных значений <?, < q0 математическим
ожиданием <?_:

%N

J

J /tow)d«N

4min/4p

Тогда возможный отрицательный экономический эффект или
возможные потери от применения метода составят

Э- =3 (q0 “ qj>	(8-22)

где 3 - затраты на реализацию метода.

В работе (46] аналогичный показатель упоминается в связи с
коэффициентом риска, но не используется при анализе риска. Однако
следует отметить, что показатель возможных абсолютных экономичес-
ких потерь определяется, в основном, масштабами работ, поэтому
очень важно учитывать этот показатель при принятии решения по
выбору размеров опытного участка.

3.	Коэффициент риска кр - соотношение возможных размеров
потерь Э~ и экономической эффективности Э* (46]:

кр ~Э'1Э*.	(8.23)

Так же как и для возможных абсолютных экономических потерь
для определения возможного абсолютного экономического эффекта
запишем

(8.24)

Здесь q+ - математическое ожидание совокупности возможных
значений > q0.

4.	Возможные удельные экономические потери Э*уд в рублях на
рубль затрат

<М5>

Этот показатель для оценки риска предлагается впервые. Он
показывает как велики возможные экономические потери по сравне-
нию с реальными затратами на процесс.

Представления о степени риска может дать каждый из перечислен-
ных показателей. Однако при анализе риска в процессе выбора техно-
логического варианта реализации процесса увеличения нефтеотдачи
пласта необходимо учитывать значения всех четырех показателей.
Так, может оказаться, что при малой величине возможных абсолютных
потерь вероятность получения экономически неудовлетворительного
результата велика или же при значительном показателе возможных
потерь вероятно получение еще более существенного экономического
эффекта, т.е. коэффициент риска мал, и т.д. Принятие решения об
оптимальном с позиций риска варианте осуществляется в конкретном
проектировании с'учетом результатов технико-экономического обос-
нования.

8.4.	ВЛИЯНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА УРОВЕНЬ
НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ И РИСКА

Разработанная вероятностная модель позволяет на стадии прогно-
зирования рассчитать показатели риска и неопределенности при
заданных уровнях изученности процессов увеличения нефтеотдачи,
нефтяного пласта и технико-экономических условиях реализации.

Состояние изученности различных методов увеличения нефтеот-
дачи пластов улучшается в процессе накопления опыта промышлен-
ных испытаний и экспериментально-теоретических исследований
применительно к конкретному объекту и различным геолого-физнчес-
ким условиям. Поэтому характеристика уровня научной подготовлен-
ности методов увеличения нефтеотдачи пластов к промышленной
реализации не подлежит произвольному изменению на дату составле-
ния прогноза и воспринимается как объективная реальность. Объем
информации о пласте и технологические условия применения метода,
напротив, можно выбрать и задать при проектировании таким образом,
чтобы обеспечить наибольшую точность расчетов и наименьший риск
получения экономически неудовлетворительных результатов при
современном уровне изученности того или иного процесса.

С целью изучения влияния на уровень неопределенности и риска
различных факторов (масштабов промышленных работ, плотности
сетки скважин и системы их размещения, удельного расхода реагента
280

на единицу балансовых запасов и т.д.) были проведены численные
исследования с использованием разработанной вероятностной модели.

В качестве примера рассмотрены условия применения метода
вытеснения нефти диоксидом углерода, характерные для заводненной
девонской нефтяной залежи Татарин-

8.4.1.	Исходная информация для расчета показателей
неопределенности и риска

Современный уровень изученности метода вытеснения нефти
диоксидом углерода по результатам экспертной оценки характери-
зуется коэффициентом изученности киз = 0,52.

Зависимость стандартных отклонений ot и о2 нормальных распре-
делений возможных значений комплекса объемных параметров (за
исключением площади объекта) и гидродинамических параметров
К2 от числа скважин—источников информации приведена на рис. 8.4. В
расчетах использовались нижние граничные значения ох и о2, так как
залежь находится на поздней стадии заводнения и, соответственно,
имеющийся опыт разработки позволяет надеяться, что уровни ошибок
Ох и о3 минимальны.

Ошибка в определении площади объекта испытания, находящего-
ся в пределах разрабатываемой при обычном заводнении залежи,
зависит, как уже отмечалось, от числа скважин и системы их разме-
щения. Соответственно, параметры sH/sp и sB/sp для размещения опре-
делялись по рис. 8.4.

Зависимость прироста нефтеотдачи от объема оторочки диоксида
углерода (при условии непрерывной закачки с последующим нагнета-
нием воды) или от удельного расхода реагента на единицу балансовых
запасов для условий типичной девонской залежи Татарии рассчитана
по гидродинамической модели ВНИИ. В данном исследовании принято,
что прирост нефтеотдачи, получаемый в результате осуществления
метода, не зависит от числа скважин (плотности сетки) на опытном
участке.

Описанная исходная информация достаточна для оценки неопре-
деленности прогноза в зависимости от числа скважин и объема оторо-
чки, заданных при проектировании.

Для того, чтобы оценить риск, необходим также технико-экономи-
ческий расчет, на основании которого определяется предельный
экономически окупаемый технологический эффект при заданных
объемах оторочки рабочего агента, масштабах эксперимента (началь-
ных балансовых запасах объектов), плотности сетки скважин и систе-
ме их размещения на опытном участке. Экономические показатели
различных вариантов применения СОа определялись по программе
расчета экономических показателей, составленной во ВНИИ.

1

При расчетах полагалось, что нормативы экономических показате-
лей- соответствуют условиям разработки месторождений Татарин.
Технико-экономические расчеты проводились для опытного участка с
балансовыми запасами 10 млн. т для вариантов с различным числом
скважин (т.е. с разной плотностью сетки) и при заданной плотности
сетки скважин (10 га/скв или 0,2 млн. т балансовых запасов на одну
скважину) для различных по запасам участков. Кроме того, варьиро-
вались размеры оторочек СОа.

Экономические показатели рассчитывались только для пятиточеч-
ной системы размещения скважин. При определении капитальных
вложений в реализацию процесса делалось предположение, что буре-
ние скважнн в равной степени сказывается на эффективности обычно-
го заводнения и нового метода, т.е. метод увеличения нефтеотдачи
пласта и обычное заводнение сравнивались в сопоставимых условиях.

При определенном значении объема оторочки CQ 0,15УПОр (объе-
ма пор) достигается наименьший уровень приведенных затрат. Это
обусловлено тем, что удельные капитальные вложения и нормативные
отчисления от капитальных вложений с ростом объема оторочки сни-
жаются (за счет увеличения прироста добычи нефти при практически
постоянном, не зависящем от объема оторочки уровне капитальных

Таблица 8.1

Значения npt	дельного технологического эффекта, нормированного относительно расчетного Чот,-				
Объем оторочки СО2, доли единицы от объема пор	Плотность сетки скважин (га/скв) при начальных балансо- вых запасах объекта 10 млн. т				
	3.3	5 1 » 1		13	я
0,05	1,29	1,29	1,36	1,85	3,70
оде	0,71	0,68	0,71	1,00	1,71
0,15	0,68	0,65	0,67	0,93	1,50
0,20	0,71	0,68	0,71	0,91	1,47
0,30	0,82	0,79	0,81	1,03	1,53

Продолжение табл. 8.12

Объем оторочки СО2> доли единицы	Начальные балансовые запасы объекта (м лн. т) при плот- ности сетки скважин 10 га/скв
от объема пор	2	|	4	|	10	]	20	|	30

0,05	4,70	2,60	1,36	0,98	0,84
0,10	2,12	1,24	0,71	0,53	0,47
0,15	1,85	1Д1	0,67	0,53	0,48
0,20	1,83	1Д1	0,71	0,57	0,53
0,30	1,84	1,19	0,81	0,69	0,64

вложений), а удельные дополнительные эксплуатационные затраты,
связанные с приобретением, обработкой и закачкой рабочего агента,
при объемах оторочки более 0,06Гпор непрерывно возрастают (так как
снижается удельный технологический эффект, выраженный в тоннах
дополнительной нефти на 1 т CQ ). Положение оптимума на кривой,
характеризующей зависимость приведенных затрат от объема отороч-
ки, определяется соотношением капитальных вложений и эксплуата-
ционных затрат, которое, в свою очередь, зависит от многих факторов,
в том числе от масштабов экспериментов и плотности сетки скважнн.

Сравнение технико-экономических показателей вариантов, разли-
чающихся плотностями сеток скважин, показывают, что при опреде-
ленном сочетании условии возможно получение минимального значе-
ния прниеденных затрат. Так если затраты на бурение скважин не
учитываются, оптимальное значение плотности сетки скважин для
заданных размеров оторотки CQ н опытного участка составляет
5 га/скв. Наличие оптимума для плотности сетки скважни по уровню
приведенных затрат объясняется тем, что удельные капитальные
вложения, связанные с обустройством опытного участка, при плотной
сетке выше, чем при редкой, однако нормативные отчисления с
капитальных вложений меньше в варианте с более высокой годовой
технологической эффективностью, т.е. при плотной сетке скважин.

Увеличение масштабов промышленного эксперимента при росте
суммарных затрат на реализацию процесса разработки приводит к
снижению приведенных на 1 т дополнительно добытой нефти затрат,
так как в этом случае создаются условия для более полного и рацио-
нального использования каждой единицы задействованной мощности.

На основании результатов технико-экономических расчетов
определены значения предельного, экономически окупаемого техно-
логического эффекта Чо для всех рассматриваемых вариантов. Норми-
рованные относительно расчетного эффекта предельные значения
используемые при определении риска, приведены в табл. 8.1.

8.4.2.	Анализ результатов расчетов

В результате многоварнаитных расчетов с использованием разра-
ботанной вероятностной модели получены зависимости, характеризую-
щие влияние состояния изученности пласта и метода, а также техноло-
гических условий реализации процесса вытеснения нефти диоксидом
углерода на показатели риска и неопределенности прогноза эффектив-
ности для типичной девонской залежи Татарии.

Характер влияния состояния изученности метода увеличения
нефтеотдачи и объекта его применения на показатели неопределенно-
сти можно качественно предугадать исходя из общих соображений.
Для решения практических задач при сравнении и выборе различных

Рис. 8.6. Зависимости показателей
неопределенности прогноза (коэффи-
циента вариации fcB (1 — 3), нижнего
значения удельного технологическо-
го эффекта при заданной достовернос-
ти а - 0,7, нормированного относи-
тельного расчетной величины qHft
(1' — 3'), вероятности неполучения
расчетного эффекта с заданной
точностью 6 = ± 0,lqp)) (1 — 3') от
коэффициент изученности *иэ
Число скважин — источников инфор-
мации о пласте: I, V, 1" — 10; 2. 2’.

2" -50; 3,3',3~-150

технологий осуществления процессов увеличения нефтеотдачи в
разных геолого-физических условиях важно знать количественные
характеристики неопределенности. Расчеты при заданных исходных
условиях показани (рис. 8.6), что коэффициент вариации распределе-
ний вероятностей кв и вероятность Рщщ неполучения расчетного
эффекта (с заданной точностью 6 = +0,1) снижаются с увеличением
коэффициента изученности, причем значения этих показателей сущест-
венно ниже при большом числе скважин (т.е. при хорошей изученности
пласта), чем при малом.

Нижний предел эффективности qH при достоверности а = 0,7
возрастает по мере улучшения состояния изученности пласта и метода,
а его отношение к расчетной величине qH/qp стремится к единице.

Результаты, приведенные на рис. 8.6, вполне логичны и свидетель-
ствуют о качественно правильном отображении факторов неопреде-
ленности разработанной моделью. Очевидно и то, что чем лучше
изучены пласт и метод, тем определеннее представления проектиров-
щиков о величине ожидаемого эффекта.

Зависимость показателей неопределенности прогноза эффектив-
ности от выбранной системы размещения скважнн и числа скважин на
опытном участке определяется как влиянием числа скважин - источ-
ников информации на состояние изученности пласта, так и влиянием
числа скважин и системы их размещения на подвижность линии
нулевого градиента (действительной границы опытного участка).
Показано (рис. 8.7), что коэффициент вариации кв распределений
вероятностей возможных значений удельной технологической эффек-
тивности существенным образом зависит от числа скважин-источни-
ков информации о пласте, причем с увеличением числа скважин от 10

Рис. 8.7. Зависимости коэффициента вариации распределений вероятностей возможных

значений удельного технологического эффекта кв от числа сквамин п при различных
объемах оторочек рабочего агента (С03).

Система размещения скважин: I — трсхрядная; II — площадная; HI — любая при условии
регулирования положения граничной линии нулевого градиента; объем оторочки СО,: 1 —
0,05; 2-0,15 5-D,3Vnop

до 50 коэффициент вариации снижается почти в 2 раза, а с 50 до 150 -
только в 1,2 раза-

При рядной системе размещения скважин неопределенность
прогноза выше, чем при площадной. Это объясняется тем, что степень
подвижности пинии нулевого градиента при площадной системе
размещения скважин несколько меньше, чем при рядной. Предпо-
ложим, что при реализации соблюдается условие совпадения линии

нулевого градиента с расчетным ее положением. Тогда, независимо от
системы размещения скважин, коэффициент вариации окажется
меньше, чем без регулирования положения границы объекта (см.
рис. Ь-Т)-

Такие показатели неопределенности, как вероятность неполуче-
ния расчетного эффекта (с заданной точностью б = ±0,1) Р^ и нижнее
предельное значение удельного технологического эффекта (при задан-
ной достоверности а = 0,7) qH, также подтверждают, что степень не-
определенности прогноза обусловливается состоянием изученности
пласта, системой размещения скважин на участке и условиями регу-
лирования положения границы объекта. Для площадной системы
размещения скважин на объекте применения метода (без регулирова-
ния линии нулевого градиента) с увеличением числа скважин от 10 до
150 вероятность неполучения расчетного эффекта Р^ снижается с 0,78
до 0,65, а нижний предел эффективности qH, нормированный относи-
тельно расчетного значения q , возрастает с 0,66 до 0,76 (рис. 8.8) для

Выбранный при проектировании относительный объем оторочки
рабочего агента служит одним из факторов, влияющих на степень
неопределенности прогноза эффективности метода увеличения нефте-
отдачи. Это связано с тем, что в действительности начальные балансе-

Рис. 8.8 Зависимости вероятности неполучения расчетного технологического эффекта (1 —
3) с заданной точностью 6 — ± 0,1 fpjnin) о возможного нижнего значения удельного
технологического эффекта (Г —3') при достоверности а - 0,7, нормированного относитель-
но расчетной -величины (— о^ок)от объема оторочки CO2(VOT)-

Число скважин — источников информации в пласте: 1, Г —10; 2, 7 — 50; 3,3' - 150 скважин

вые запасы (соответственно и объем пор), охваченные воздействием
метода, могут оказаться меньше или больше предусмотренных в
проекте. Следовательно и количество реагента, приходящееся на
единицу запасов (или относительный объем оторочки) и соответствую-
щая удельная технологическая эффективность не совпадут с проект-
ными значениями.

Учитывая неравномерный характер зависимости удельного техно-
логического эффекта от относительного объема оторочки рабочего
агента можно отметить:

при малых проектных значениях объема оторочки (до 0,1 УПор)
удельный технологический эффект, получаемый при практической
реализации процесса, может значительно отличаться от расчетного,
если при оценке запасов на стадии проектирования допущена ошибка,
так как зависимость qp (Уот) имеет в этом интервале крутой и измен-
чивый характер;

при объемах оторочки более 0,2 Vnop кривая qp (Vol) монотонно
убывает и выполаживается, однако возможная ошибка определения
охваченных воздействием балансовых запасов более существенно
сказывается на отклонениих значений возможных истинных объемов
оторочки от-выбранной расчетной величины, вследствие чего интервал
возможных истинных значений удельного технологического эффекта
увеличивается.

Таким образом исследование влияния выбранного при проектиро-
вании объема оторочки на степень неопределенности прогноза эффек-
тивности можно провести с целью поиска оптимального (с позиций
минимальной неопределенности) объема оторочки.

Результаты расчетов с использованием вероятностной модели
показали, что минимальные значения коэффициента вариации кв
(см. рис. 8.7), вероятности неполучения расчетного эффекта Pmin и
максимальные значения нижнего предела технологической эффектив-
ности q„, нормированного относительно расчетной величины qp (см.
рис. 8.8), характерны для вариантов с проектным объемом оторочки от
0,15 Vncp (при большом числе скважин и относительной стабильности
граничной линии нулевого градиента) до 0,2 УПор (при значительной
подвижности линии нулевого градиента, варианты с числом скважин
п = 10), причем оптммумы определяются наиболее четко, а зависимость
показателей неопределенности от проектного размера оторочки
существенна в случаях, когда возможная ошибка в оценке запасов
значительна, т.е. при малом числе скважин (л ~ 10) без регулирования
положения границ опытного участка. Как и следовало ожидать, в
вариантах, характеризующихся высокой точностью оценки охвачен-
ных воздействием начальных балансовых запасов (число скважнн
п = 150, при условии регулирования положения граничной линии

нулевого градиента) влияние проектного объема оторочки на неопре-
деленность прогноза эффективности малозаметна (см. рис. 8.7,8.8).

Риск получения экономически неудовлетворительных результа-
тов обусловливается, с одной стороны, уровнем неопределенности
прогноза, с другой, технико-экономическими показателями варианта
реализации процесса, поэтому вариант осуществления метода с низ-
ким уровнем неопределенности прогноза эффективности не обязатель-
но является наименее рискованным, так как может оказаться и более
дорогим.

Рассмотрим варианты применения метода вытеснения нефти
диоксидом углерода на заводненных объектах, различающихся разме-
рами (начальными балансовыми запасами), плотностью сетки скважин
при разных объемах оторочек СО2, заданных при проектировании, для
пятиточечиой системы размещения скважин при условии регулирова-
ния положения граничной линии нулевого градиента.

Влияние размера оторочки, выбранного при
проектировании, на показатели риска. Как следует из
технико-экономических расчетов, дополнительные приведенные
затраты на 1 т добытой за счет применения метода вытеснения нефти
диоксидом углерода для типичной заводненной девонской залежи

летвориклъного результата (а), возможных удельных экономических потерь (б), коэффи-
циента риска (в) от объема оторочки С02 при различных плотностях сеток скважин.
Плотность сетки скважин. га/скв: 1 — 50; 2 —10; 3—3,3

Татарин и, соответственно, нормированная относительно расчетного
значения величина удельного экономически оправданного технологи-
ческого эффекта минимальны (при прочих равных условиях) для
объемов оторочек С02, составляющих 0,15-0,2 от Vncp (см. табл. 8.1),
Анализ влияния заданных при проектировании размеров оторочки на
степень неопределенности прогноза показал, что наименьшей неопре-
деленностью характеризуются варианты с объемами оторочек от
0,15 УПор (при сравнительно полной информации об объемных парамет-
рах пласта) до 0,2 Упор (п₽и условии высокой неопределенности в
оценке объемных параметров пласта). Следовательно увеличение
проектных объемов оторочки до 0,15-0,2 от Vnop допжно приводить к
снижению уровня риска, а при объемах оторочки выше указанных
значений, риск возрастает (рис. 8.9-8.13), т.е. оптимальны с позиций
риска технологические варианты реализации процесса при объемах
оторочки 0,15-0,2 от Упор-

Следует отметить, что оптимальный объем оторочки превышает
0,2 Vn_ в вариантах с редкой сеткой скважин и на малых по масшта-
бам объектах. Неопределенность, приведенные затраты и, соответст-
венно, риск минимальны при объеме оторочки рабочего агента
0,15 Угор, если эксперимент проводится при значительных масштабах
или плотной сетке скважин (рис. 8.14).

Судя по показателям, характеризующим относительный риск,
вероятности получения экономически неудовлетворительных резуль-
татов, возможным удельным экономическим потерям и коэффициенту
риска „недозакачка”, т.е. занижение объема оторочки по сравнению

Рис. S.10. Зависимости показателя возможных абсолютных зкономических потерь от

объема оторочки СОг (в) и плотности сетки скважин (б).

Плотность сеток скважин, га/скв: 1 — 50; 2—10; 3 — 3,3; объем оторочки СО., доля от Упор:
Г -0,05; 2' -0,15; 3' -0,3

1©- Зак.795

Рис. 8,11. Зависимости показателей риска — вероятности получения экономически неудов-
летворительного результата (о), возможных удельных экономических потерь (б), коэффи-
циент риска (в) от объема оторочки СО при различных размерах опытных участков.
Размер опытного участка, мпн. к 1 — 2 (10 скважин); 2 — 10 (50 скважин); 5—30 (150
скважин)

с оптимальным значением, служит обстоятельством, усугубляющим
риск в большей степени, чем превышение оптимального объема. Так
при реализации метода вытеснения нефти диоксидом углерода на
объекте с начальными балансовыми запасами 10 млн. т и плотностью
сетки скважин 3,3 га/скв при объеме оторочки С02, составляющей
0,15 Vnop вероятность получения экономически неудовлетворитель-
ных результатов, т.е. удельного технологического эффекта менее 68 %
от расчетного = 0,68, qp = 1,2 т/т) составляет 50 %. При этом воз-
можна (вероятность 50 %) экономически эффективная реализация
процесса, т.е. получение удельного технологического эффекта, пре-
вышающего 1,2 т/т. Представим совокупности возможных значений
удельного технологического эффекта, меньших и больших предель-
ной, экономически окупаемой величины qc соответствующими мате-
матическими ожиданиями q_ и q+. Тогда соответствующие этим значе-
ниям показатели возможных удельных экономических потерь 3”д н
возможного экономического эффекта Э*д составляет -0,27 руб/руб и
0,3 руб/руб, а коэффициент риска, представляющий собой соотношение
показателей возможных потерь и возможного эффекта Кр, равен 0,85.
Если в тех же условиях предусмотреть проектный размер оторочки
С02 на одну треть больше оптимального (0,2 УПор), то ожидаемый риск
290

Рис. 8.12. Зависимости покозвклей риска — вероятности получения экономически неудов-
летворительного результата (а), возможных удельных экономических потерь (б), коэффи-
циента риска (в) от числа скважин (размеров опытного участке) при различных объемах

Рис. 8,13. Зависимости показателя возможных абсолютных экономических потерь от'
объема оторочки С0я (а) и размеров опытных участков (числа скважин на них) (б).
Размер опытного учэстка, млн, к I - 2 (10 скважин); 2-10 (50 скважин); 3-30 (150

скважин); объем оторочки СО,, от Упор: 1 — 0,05; 2 — 0,15; 3 — 0,3

возрастет и его показатели составят; ftp = 1; Э~Д = 0,3 руб/руб; Р~ =
- 53 %. При объеме оторочки меньше оптимального на одну треть
(0,1 vncp) Риск еше больше-кр= 2, Э'уд=0,33 руб/руб и Р" = 71 %.

Рис. 8.14. Зависимости показателей риска — вероятности получения экономически наудов-

летворительного результата (а), возможных удельных экономических потерь (б), коэффи-
циента риска (в) от плотности сетки скважин при различных объемах оторочек СО,.

Объем оторочки С02, ст Vnop: 1 — С.05:2—0.3:3—0.15

Вместе с тем с увеличением объема оторочки возрастает уровень
затрат на процесс, что влечет за собой повышение показателя возмож-
ных абсолютных потерь. В рассмотренных вариантах показатель
возможных абсолютных экономических потерь Э~ (см. рис. 8-10, о) при
оптимальном объеме оторочки 0,15 Vnop составляет 12 мли. руб., при
0,1 УПор — 12,5 млн. руб., а при 0,2 Vnop — 14,5 млн. руб.

Влияние плотности сетки скважин на показатели
риска. Подобный анализ имеет практический смысл в следующих
ситуациях перед принятием решения по выбору плотности сетки
скважин:

масштабы намечаемого эксперимента определены объемами
материально-технических средств, предстоит выбрать опытный учас-
ток на любой из площадей месторождения, разбуренных с разной
плотностью сетки скважин;

опытный участок и его размеры установлены, необходимо решить
вопрос о целесообразности уплотняющего бурения.

Очевидно, что в первом случае при оценке экономических показа-
телей, характеризующих разработку с применением метода, и после-
дующем анализе риска затраты на бурение скважин не учитываются,
так как онн уже учтены в затратах, связанных с осуществлением
обычного заводнения. Прирост нефтеотдачи от реализации метода
292

определяется по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении,
осуществляемом при той же плотности сетки скважин, что и метод.

Во втором случае бурение дополнительных скважин на участке,
выбранном для реализации процесса увеличения нефтеотдачи плас-
та, - как правило, необходимость, обусловленная целями намечаемых
промысловых работ. Для опытно-промышленных испытаний важно
иметь плотную сетку скважин для получения результатов эксперимен-
та в кратчайшие сроки. Уплотнение сетки при осуществлении методов
в промышленных масштабах может быть связано со спецификой неко-
торых технологий - малым размером дорогостоящих оторочек мицел-
лярного раствора, условиями теилопереноса при нагнетании пара и др.
Тем не менее и при этих условиях целесообразно рассчитывать техни-
ко-экономические показатели без капитальных вложений в бурение
дополнительных скважин, соотнося при этом дополнительные затраты
на реализацию процесса увеличения нефтеотдачи с дополнительной
добычей нефти за счет его применения (без учета дополнительной
добычи, ожидаемой вследствие уплотнения сетки скважин). Таким
образом выделяется понятие риск при применении метода в отличие
от риска при проведении промысловых работ, подразумевающего
возможность получения экономически неудовлетворительного ре-
зультата от совместной реализации двух мероприятий, способствую-
щих увеличению нефтеотдачи, - уплотнения сетки скважин и приме-
нения метода увеличения нефтеотдачи.

Рассмотрим влияние плотности сетки скважин на риск получения
экономически неудовлетворительного результата при реализации
метода вытеснения нефти диоксидом углерода. Технико-экономичес-
кий анализ показал, что дополнительные приведенные затраты на
реализацию процесса и значения показателя qoN- минимальны при
плотностях сеток скважнн от 3,3 до 5 га/скв. Очевидно, что на равных
по запасам объектах число скважин, вскрывающих пласт и обеспечи-
вающих информацию о его строении, свойствах и распределении насы-
щающих флюидов, тем больше, чем плотнее сетка скважин. Следова-
тельно неопределенность прогноза технологической эффективности
окажется меньше на объекте, разбуренном по плотной сетке.

Исходя из этого следует ожидать, что наименьшим уровнем риска
характеризуются варианты с плотностями сеток скважин, равными
или меньшими указанных оптимальных по значениям приведенных
затрат. Это предположение подтверждается результатами расчетов по
вероятностной модели (см. рис. 8.10,-8.14).

Для рассмотренных условий риск минимален при плотности сетки
около 5 га/скв и объеме оторочки СО2 0,15 Vnop. Этот вариант характе-
ризуется следующими значениями расчетных показателей: удельный
технологический эффект qp = 1,7 т/т, соответствующий ему экономи-
ческий эффект, приходящийся на 1 руб. затрат, - 0,54 руб/руб. При

реализации процесса возможно получение результатов, отличающихся
от расчетных значений, причем экономический эффект можно полу-
чить только при достижении удельного технологического эффекта,
превышающего =1,1 т/т (qoW = 0,65). Вероятность получения техно-
логической эффективности, не обеспечивающей экономического
эффекта, Р~ - 44 %. Показатель возможных удельных экономических
потерь составляет 0,26 руб/руб, коэффициент риска кр ~ 0,8, а показа-
тель возможных абсолютных экономических потерь равен 10 млн.
руб.

Влияние масштабов промысловых работ на риск.
Дополнительные приведенные затраты на осуществление метода
уменьшаются с увеличением масштабов промышленного эксперимен-
та, снижается и неопределенность. Поэтому и показатели риска -
коэффициент риска, возможные удельные экономические потери в
вероятность получения экономически неудовлетворительного резуль-
тата на больших по размеру объектах меньше, чем на маленьких. При
плотности сетки скважин 10 га/скв и объеме оторочки 0,15 упор реали-
зация процесса на опытном участке, состоящем из четырех элементов
пятиточечной системы (четыре нагнетательные и девять добывающих
скважнн) характеризуются коэффициентом риска более 10, вероят-
ностью получения экономически неудовлетворительного результата
около 90 % и показателем возможных удельных экономических потерь
более 0,6 руб/руб (см. рис, 8.12). Все относительные показатели риска
минимальны для наибольшего по размерам объекта в рассмотренном
интервале. Если скважин на объекте 150, то при плотности сетки
10 га/скв и объеме оторочки 0,15 упор (см. рис. 8.11. 8.12) коэффициент
риска составляет 0,35, вероятность получения экономически неудов-
летворительного результата - 20 %, а показатель возможных удельных
экономических потерь - 0,17 руб/руб-

Однако в связи с тем, что общий уровень дополнительных затрат
на осуществление метода увеличения нефтеотдачи пластов возрастает
с увеличением масштабов промышленных работ, кривая зависимости
показателя возможных абсолютных экономических потерь может
иметь экстремальные точки. Расчеты с использованием вероятностной
модели показали, что минимальное значение этого показателя
(13 млн. руб.) относится к нарианту со слбдующими характеристиками
(см. рис. 8.13): объем оторочки 0,15 уПОр, плотность сетки 10 га/скв и
число скважин на объекте 50 (начальные балансовые запасы 10 млн.т).
Интересно, что при занижении объема оторочки по сравнению с опти-
мальным (см. рис. 8.13, б, кривая 1, Уот - 0,05) оптимальный с позиций
показателя возможных абсолютных экономических потерь размер
объекта увеличивается до 20 мпн. т начальных балансовых запасов
(100 скважин), а при завышении (до 0,3 Vnop, см. рис. 8.13, б, кривая 3)
смещается в область малых по размерам опытных участков. Это обус-

ловлено тем, что при больших оторочках уровень затрат на процесс
выше, чем при малых, и эти затраты оказывают более существенное
влияние на характер формирования кривой Э~ (л), чем зависимость
показателя возможных удельных потерь от числа скважин.

Таким образом на стадии составления прогноза на основании
анализа показателей риска можно выбрать вариант разработки, харак-
теризующийся наименьшим риском. Для рассмотренных условий
применения метода вытеснения нефти диоксидом углерода на типич-
ной заводненной девонской залежи Татарии оптимальны с позиций
риска следующие технологические параметры: объем оторочки С02
О»15 *пор» плотность сетки скважин 5-10 га/скв при начальных балан-
совых запасах нефти на объекте 20-10 млн. т.

83.	ПРИНЯТИЕ РЕШЕНИЙ О ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ В
УСЛОВИЯХ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ И РИСКА

83.1.	Краткий анализ методов принятия решений

В условиях возрастающего темпа научно-технического прогресса
специалисты, принимающие хозяйственные, управленческие решения,
все чаще встречаются с проблемами выбора, требующими специаль-
ных подходов, системного анализа. Комплекс методов, используемых
с целью выбора рациональной альтернативы, разрабатывается теорией
принятия решений, - сравнительно молодая наука. Ее основы были
заложены в период второй мировой войны. С этого времени исследо-
вание процессов принятия решений быстро развивалось в двух на-
правлениях - собственно теория принятия решений, направленная на
получение рациональных решений и выбор оптимальных альтернатив,
и поведенческая теория принятия решений, представляющая собой
анализ психологии лиц, принимающих личностные и организационные
решения.

Поведенческая теория принятия решений исследует психологичес-
кие механизмы, управляющие процессом принятия решений. Ее
разработка осуществляется психологами и социологами, которые на
основании специально поставленных экспериментов, статистической
обработки социальных явлений, игровых ситуаций и опроса групп
людей стремятся ответить на вопросы, как люди производят выбор и
какие факторы влияют на правильность принимаемых решений.

Безусловно, как и всякая наука, исследующая поведение челове-
ка, поведенческая теория принятия решений интересна для людей
самых разных специальностей. Кроме того результаты этих исследова-
ний представляют несомненную пользу для разработки методов
принятия рациональных решений, т.е. для развития основного направ-

ления теории принятия решений, разрабатываемого математиками,
экономистами, системщиками, кибернетиками.

Практическая целесообразность применения методов принятия
решений может быть доказана по прошествии времени, когда будет
накоплен достаточный опыт, подтверждающий, что последствия
деятельности человека, основанные на интуитивных решениях,
существенно уступают по полезности результатам научно обоснован-
ного выбора альтернатив. Сейчас, когда опыт практического примене-
ния методов принятия решений невелик, в их пользу говорит то, что
причины многих неудачных решений заключаются в недостаточном
внимании к процессу выбора- Убедительным доводом представляется
также то, что группа лиц или лицо, принимающее решение (ЛПР),
обязано быть рациональным хотя бы для того, чтобы иметь возмож-
ность объяснить другим логические основания своего выбора.

Как предпосылку практической необходимости внедрения мето-
дов принятия решений можно истолковать и тот факт, что в настоящее
время в США существует свыше семи тысяч консультативных органи-
заций, множество консультативных фирм функционирует в европейс-
ких странах, Японии. Консультантов-префессионалов, владеющих
методами принятия решений, приглашают в случае возникновения
требующей разрешения проблемы в различные фирмы, административ-
ные органы и другие организации, где онн оказывают практическую
помощь, поэтапно анализируя проблему, используя методологию
поиска решений и опыт решения сложных проблем, с которыми онн
сталкивались в других отраслях. Кроме того ценным оказывается в
подобных ситуациях „взгляд со стороны”.

У нас в стране теоретические аспекты принятия решений разраба-
тываются Институтом системных исследований, Институтом проблем
управления, а примеры привлечения консультантов-профессионалов к
решению сложных проблем малоизвестны, например в нефтедобываю-
щей отрасли в выборе варианта разработки нефтяного месторождения
участвуют: а) составители проекта, выступающие в роли экспертов,
отчасти лиц, принимающих решение: б) Центральная комиссия по
разработке и Ученый Совет института-исполнителя, которым в основ-
ном предназначена роль ЛПР, а третий угол классического треугольни-
ка — консультант — отсутствует.

О-И. Ларичев отмечает две основные причины, препятствующие
использованию более совершенных методов и процедур принятия
решений, - традиционные предрассудки, обусловливающие привязан-
ность к привычным формам подготовки решений, и несовершенство
стиля и методов работы консультантов. В сложившейся ситуации для
совершенствования планирования и управления разработкой нефтя-
ных месторождений составителем от проектов, не претендующим на
помощь специализированных консультантов, необходимо, очевидно.

осваивать и использовать по мере возможности существующие методы
принятия решений.

При планировании перспектив применения методов увеличения
нефтеотдачи пластов, представляющих собой сложные и недостаточно
изученные процессы разработки нефтяных месторождений, возникают
проблемы выбора альтернатив в условиях, когда предпочтительность
одной из них неочевидна. К таким задачам можно отнести:

выбор метода увеличения нефтеотдачи из группы методов, прин-
ципиальная осуществимость которых согласно геолого-физическим
критериям возможна;

выбор технологии реализации процесса на объекте его приме-
нения;

выбор опытных участков, обоснование масштабов промышленных
экспериментов, плотности сетки скважин и сроков проведения работ
при подготовке метода к промышленному внедрению.

Все перечисленные задачи относятся к типичным слабоструктури-
зованным, так как обладают следующими особенностями (по О.И.
Ларичеву):

принимаемые решения относятся к будущему;

имеется широкий диапазон альтернатив;

решения зависят от текущей неполноты технологических достиже-
ний;

принимаемые решения требуют больших вложений ресурсов и
содержат элементы риска;

не полностью определены требования, относящиеся к стоимости и
времени решения проблемы;

проблема внутренне сложна вследствие того, что для ее решения
необходимо комбинирование различных ресурсов.

Именно для решения слабоструктуризованных проблем или
проблемы выбора в уникальных ситуациях предназначен системный
анализ, общая схема которого представляется следующими эталями
(О-И. Ларичев):

определение целей и ресурсов;

определение альтернатив решения проблемы;

аналитическое сравнение альтернатив;

выбор наиболее предпочтительной альтернатины.

При решении задач перспективного планирования применения
методов увеличения нефтеотдачи пластов соблюдается указанная
последовательность этапов системного анализа, которая является по
существу проявлением здравого смысла. Однако недостаточно внима-
ния, по нашему мнению, уделяли до сих пор двум особенностям
такого подхода:

1)	его полезному дисциплинирующему началу, реализующему
стремление к комплексности, охвату всех аспектов рассматриваемой
проблемы;

2)	необходимости разработки и использования специальных
методов аналитического сравнения вариантов в условиях неопреде-
ленности и риска и наличия не одного, а многих критериев эффектив-
ности.

Попытаемся на примерах анализа двух последних задач перспек-
тивного планирования применения методов увеличения нефтеотдачи
пластов с учетом особенностей системного анализа сформулировать
вопросы, требующие методического обоснования.

Выбор технологии реализации процесса увели-
чения нефтеотдачи пласта. Упрощенно представим, что на
определенном этапе проектирования при некоторых ограничениях
осуществляется выбор объема оторочки рабочего агента (С02, раство-
ров ПАВ, щелочи и др.).

Безусловно важный критерий выбора рационального варианта -
экономическая эффективность. Если ориентироваться на минимум
приведенных затрат, то согласно расчетной зависимости П (VOT)
(рис. 8.15) целесообразно выбрать оторочку 0,2 Vnog. Однако при VOI =
= 0,05 Vnop обеспечивается наибольший удельный технологический
эффект, а при VOI > 0,3 Упор достигается максимальный прирост нефте-
отдачи. При этом, учитывая, что прогнозу технологических и экономи-
ческих показателей свойственна неопределенность, обусловливающая
риск получения неудовлетворительных результатов, нельзя не при-
нять во внимание изменение уровня риска в зависимости от объема
оторочки. Возможный абсолютный экономический ущерб, например,
минимален при VO1 = 0,1 Vnop-

Итак даже при выборе одного технологического параметра - VOI -
задача оказывается непростой. Во-первых, необходимо определиться с
целями и соответственно с перечнем критериев оценки альтернатив,
т.е. объемов оторочек рабочего агента. Во-вторых, выбрать критерий
(допустим, приведенные затраты, если цель — достижение минимума
приведенных затрат) либо сформировать глобальный критерий на
основе частных критериев, ранжированных по важности.

Рис. 8.15. Зависимости прироста нефтеотдачи
(Лц), приведенных затрат (И), удельного
технологического аффекта (q) и показателя,
риска (R) от объема оторочки рабочего агент V

Затем установить характеры зависимостей количественных оце-
нок критериев - экономических и технологических показателей, а
также показателей риска - от объема оторочки. Выбор наиболее
предпочтительной альтернативы проводится посредством сравнения
их оценок по критериям с учетом установленных ограничений по
ресурсам рабочего агента.

Выбор опытного участка йля промышленного
эксперимента. Эта задача, в отличие от рассмотренной, сложнее,
так как кроме многокритериальности она характеризуется множест-
вом разнородных альтернатив. При выборе опытного участка следует
решить, где его разместить, как определиться с масштабами и сроками
осуществления работ, системой размещения скважин и объемами
дополнительного бурения. При этом кроме общепринятых критериев
оценки вариантов необходимо особое внимание уделять:

риску получения неудовлетворительных результатов;

степени соответствия основной цели промыслового эксперимента,
которая качественно формулируется как обеспечение достоверной
оценки фактической эффективности процесса.

На практике, как правило, число альтернативных вариантов
ограничивается реально сложившимися условиями. Так масштабы
задаются исходя из возможностей обеспечения оборудованием и
рабочим агентом, объемы дополнительного бурения - в соответствии с
приемлемыми для конкретного НГДУ или объединения уровнями
затрат на осуществление проекта, местоположение участка опреде-
ляется привязкой к уже смонтированному оборудованию или сущест-
вующей системе транспорта и сбора нефти и т.д.

Давление внешних факторов зачастую обусловливает не лучший (с
позиций достижения целей в условиях неопределенности и риска)
выбор варианта промышленных испытаний, так как выбор в большей
степени определяется обстоятельствами, а не целями, что само по себе
не вполне логично- Системный, поэтапный подход к решению пробле-
мы выбора опытного участка позволил бы упорядочить процесс выбо-
ра, привести в соответствие цели, критерии и альтернативы, убеди-
тельно обосновать рациональный вариант промышленного испытания
метода увеличения нефтеотдачи пласта и воздействовать на внешние
факторы.

Таким образом на основании изложенного к первоочередным
методическим задачам, которые необходимо решить для выполнения
системного анализа альтернатив при принятии решаний по перспектив-
ному планированию методов увеличения нефтеотдачи пластов, отно-
сятся разработка и использование методических подходов:

к	формированию и анализу наиболее полного комплекса альтерна-
тивных вариантов;

к	обоснованию критериев сравнения альтернативных вариантов,
соответствующих целям намечаемых работ;

к	оценке неопределенности и риска.	299

8.5.2.	Формирование совокупности альтернативных вариантов

Один из принципов упорядочения альтернатив — их иерархизация
и представление в виде дерева решений. Для этого необходимо каж-
дую из переменных анализируемой системы оценить на нескольких
уровнях, предположим, на трех, и каждому из этих уровней соотнести
возможные значения других переменных. Пример дерева решений для
задачи выбора опытного участка приведен на рис. 8.16.

Логическая структура процедуры принятия решений в задачах,
решаемых с применением теоремы Байеса [2], отличается от приведен-
ной на рис. 8.16 тем, что в ней последовательно чередуются события,
зависящие от ЛПР, т.е. действия и события, являющиеся следствием
действия, - собственно события. Следуя данному правилу чередова-
ния действия и событий, мы должны были предусмотреть на каждом
из узлов решений по крайней мере два варианта возможных событий,
логически следующих из предыдущего действия.

Так, из узла решения 2 следует, что с определенными вероятнос-
тями возможны как получение нефтеотдачи больше некоторого
значения Ап» так и меньше этого значения Дг], а из узна 3 - больше
Д1)’ и меньше Д rf, причем Д Г]' очевидно больше Дт]. В процессе анали-
за выбранной конкретной задачи была установлена целесообразность
исключения из дерева решений промежуточных звеньев собственно
событий. Это было сделано по следующим соображениям.

Использование такой структуры целесообразно при применении
байесовского подхода, подразумевающего задание на каждой из
ветвей событий субъективных априорных вероятностей, характери-
зующих риск. Сама по себе процедура задания субъективных вероят-
ностей сложна и ненадежна, так как людям свойственно ошибаться в
оценках вероятностей. Психологами доказано, что при определении
вероятностей проигрыша и выигрыша доминируют оптимистические
тенденции, т.е. переоценка вероятности успеха. Это приводит нередко
к выбору альтернатив, не являющихся наилучшими с точки зрения
целей, как впрочем и переоценка вероятности неудач, свойственная
пессимистам.

Кроме того в схему байесовского подхода укладываются задачи, в
которых на каждом из узлов решений можно однозначно определить
какое из вероятных событий желательно, а какое нет, т.е. четко

Рис. 8.16. Дерево решений для выбора условий проведения промышленного эксперимент.
Местоположение участи*: а — участок приурочен к системе размещения скважин при
традиционном режиме разработки, без уплотняющего бурения; б - в заводненной части
пласта, в непосредственней близости к нагнетателытому ряду при заводнении; в — в менее
заводненной части пласта, ближе к добывающему (при заводнении) ряду скважин; система
размещения скважин: г — площадная (пятиточечная); д — рядная; плотность сетки сква-
жин, га/скв: е—2; ж — 5; з — ID; число алемеитов: и —1; к—3; л—5





определены успех и неудача. При наличии многих критериев такая
определенность в оценке желательности событий затруднительна.

Итак, в нашем случае дерево решений служит только для упорядо-
чения альтернатив и формирования их множества. Представление
риска субъективными вероятностями желательных и нежелательных
событий по Байесу, как показано, вряд ли приемлемо. Для многокри-
териальной задачи возможный исход каждого из действий, т.е. собы-
тие и его последствия, желательно привязать к совокупности альтер-
нативных вариантов, сформированных на последнем уровне дерева
решений.

8.5.3.	Обоснование критериев сравнения альтернативных вариантов

Как уже отмечалось, задачи выбора рационального варианта при
планировании методов увеличения нефтеотдачи пластов, как правило,
многокритериальные. Критерии формулируются на основе анализа
целей намечаемых действий. Так при промышленном внедрении
методов увеличения нефтеотдачи цели состоят в достижении:

максимально возможного народнохозяйственного эффекта или
прибыли; ’

установленного уровня добычи нефти;

наибольшей степени извлечения нефти из недр;

риска, не превышающего допустимый-

Этот список можно продолжить и проектировщикам исходя из
анализа конкретной обстановки, следует оценить значение, важность и
соподчиненность целей и вытекающих из них критериев.

При промышленном испытании методов увеличения нефтеотдачи
пластов на опытных участках кроме перечисленных критериев можно
добавить следующие, не уступающие им по важности:

обеспечение достоверной оценки фактической эффективности
процесса увеличения нефтеотдачи;

проведение испытаний в возможно короткие сроки.

Очевидно, что все эти критерии имеют разную размерность (рубли,
тонны в год, годы, безразмерный, качественный и т.д.), и задача
состоит в том, как получить оценки по отдельным критериям и как их
агрегировать в общую оценку полезности альтернативы.

Такие показатели, как экономический эффект, уровень добычи
нефти, прирост нефтеотдачи, срок разработки и другие оцениваются,
как известно, по существующим методикам с привлечением всей
доступной геолого-промысловой и экспериментальной информации.

Возможность обеспечения достоверной оценки фактической
эффективности при промысловых испытаниях может быть определена
проектировщиками экспертным путем по результатам рассмотрения

степени соответствия альтернативных условий проведения экспери-
мента следующим идеальным условиям:

границы опытного участка замкнуты либо созданы условия для
гидродинамической изоляции участка от внешних влияний;

пласт полностью заводнен;

предусмотрено бурение наблюдательных скважин и комплекс
всесторонних исследований (закачка трассирующих агентов, гидроди-
намические исследования, отбор керна для определения нефтенасы-
щенностей и т.д.).

Чтобы оценить ри^к, не прибегая к субъективным вероятностям по
Байесу, авторы данной работы предложили методику, в основе кото-
рой лежит анализ первопричин риска и неопределенности прогнозных
показателей и количественная интерпретация этой неопределенности
в виде вероятностных распределений. Эта методика была изложена/

Итак, после того, как каждый из критериев' альтернативных
вариантов оценен количественио или качественио, можно перейти к
агрегированию их в общую оценку полезности альтернатив. При
выполнении этой операции проектировщикам не обойтись без экспе-
ртных оценок.

О.И. Ларичевым выделено несколько групп способов перехода к
единой оценке полезности альтернатив:

линейный (компенсационный) метод взвешенных оценок;

конъюнктивный - положительная полезность альтернативе
приписывается, если все ее измерения не меньше установленных
порогов;

альтернативный - исход, достигающий хотя бы по одному измере-
нию установленного порогового значения, считается положительным;

конфигурационный - перечень критериев, их полезность и важ-
ность зависят от оценок по отдельным критериям.

В задачах выбора рационального варианта реализации метода
увеличения нефтеотдачи пластов можно использовать метод взвешен-
ных оценок по большинству критериев с привлечением альтернатив-
ного способа по отдельным критериям, например по уровню добычи
нефти, который должен достигать заданного порогового значения.
Тогда глобальная полезность альтернативы к оценивается по формуле

Е bjXik,	(8.26)

i=l

где х; - полезность j-й альтернативы, оцениваемой по пороговому
критерию Porj, и(хк) ~ глобальная полезность fc-й альтернативы по п
другим f-м критериям; хц< — полезность fc-й альтернативы по j-й крите-
рию; bj - важность j-го критерия.

Для формирования глобального критерия полезности необходимо
полезности по отдельным критериям х& представить в шкальных
оценках. Присвоим лучшей оценке (Ртах), полезность 1, а худшей
Ominh “ тогда полезность по i-му критерию k-й альтернативы х* в
шкальных оценках составит

Pik ~ ^tnllA
х»—р—ГГТ
'maxj vmln*i

(8.27)

или для критерия, полезность которого убывает с возрастанием
абсолютного значения

A'k ~* (fininh
Ptnaxh ~~

(8-28)

где - оценка i-ro критерия k-й альтернативы в абсолютных зна-
чениях.

Это один из самых простых приемов оценки полезности критерия,
не самый быть может верный, так как не всегда отражает степени
предпочтения лица, принимающего решение (рис. 8.17). Можеу оказать-
ся, что при тех же пределах (Рт1п), и (РтакХ лицо, принимающее реше-
ние, оценивает полезность критерия в диапазоне {(Pm]n)/ - Р,,} сущест-
венно выше, чем в диапазоне {(Pmln);- - Р,,}.

Тогда функция полезности имеет нелинейный вид (см. рис. 8.17). В
работе венгерских экономистов [46] приведено семь типов гипотети-
ческих функций предпочтения (полезности), которых на практике
значительно больше и их вид зависит от критерия, сложившейся
ситуации и психологии лица, принимающего решения.

Из множества приемов определения весов критериев, перечис-
ленных О.И. Ларичевым, наиболее простыми и удобными для исполь-
зования представляются упорядочение критериев по важности и
построение таблицы попарного сравнения критериев по важности. В
табл. 8.2 строки i и столбцы I соответствуют определенным критериям.

Рис. 8.17. Функции предпочтения (полез-
ности).

I — линейная; 2—нелинейная

Таблица 8 J

Показатели	|	Э	| АЛ	1 °*	• 1 R	1 1	1
Экономический эффект Э	-	0	0	0	0	0	0
	—	0	1	1	0	2	0,2
Прирост нефтеотдачи Ал	1	—	с	0	0	1	0,1
	1	—	1	1	0	3	0,3
Достоверность оценки						
промыслового	1	1	—	1 1	4	0,4
результата	0	0	—	0 с	0	0
Срок реализации t	1	1	0	1	3	0,3
	0	0	1	с	1	0,1
Риск R	1	1	0	0	2	0,2
	I	1	1	1	4	0,4

1 —ДЛЯ

Примечание. Верхняя строка —для i
промышленной реализации.

На пересечении i-й строки и /-го столбца заносится 1» если i-й критерий
важнее /-го, в противном случае — 0. Важность соответствующего
критерия (fey) пропорциональна сумме элементов строк, приведенной в
предпоследнем столбце табл. 8.2.

Табл. 8.2 заполнена на основании опроса нескольких экспертов -
специалистов по проектированию разработки с применением методов
увеличения нефтеотдачи пластов и показывает, что особую важность
для выбора рационального варианта промышленного эксперимента
(правые углы ячеек) имеют следующие критерии:

достоверность фактической оценки эффекта (Ьд^ ~ ОЛ);

срок реализации эксперимента (Ь/ = 0,3);

риск (Ь/г = 0,2);

прирост нефтеотдачи (ЬДг] = 0,1).

Для промышленного внедрения (левые углы ячеек) при безуслов-
ном доминировании порового критерия особую важность имеют сле-
дующие критерии:

риск (Ьд = 0,4);

прирост нефтеотдачи (Ь. = 0,3);

экономический эффект(6Э = 0,2);

срок реализации (bt = 0,1).

Логическое упорядочение критериев по важности подтвердило
полученные результаты.

Вернемся к рве. 8.16 и оценим глобальный критерий по каждому
из альтернативных вариантов осуществления промышленного экспе-
римента, используя линейную функцию предпочтения и определенные



веса для каждого из частных критериев. Результаты расчетов по
вариантам приведены в табл. 8.3.

Из рассмотренных предпочтителен по полезности вариант
осуществления эксперимента на опытном участке, сформированном из
пяти элементов площадной системы при плотности сетки 2 га/скв, в
заводненной части пласта- Рекомендуемые условия обеспечивают
небольшую достоверность оценки фактического промыслового эффек-
та, минимально возможные сроки осуществления эксперимента и
минимально возможный риск.

Прогнозная нефтеотдача в этом варианте несколько ниже, чем в
менее заводненной части пласта, однако этот недостаток компенси-
руется более высокой полезностью по перечисленным критериям.

Близки по полезности варианты с менее плотной сеткой в завод-
ненной и неэаводненной частях пласта с числом элементов не менее
трех. Значительно уступают по полезности, в основном за счет дли-
тельных сроков, варианты осуществления промыслового эксперимен-
та без уплотнения, при редкой сетке скважин.

Отметим, что риск оценивался, как вероятные абсолютные потери
(млн. руб.). Этот показатель был выбран из числа других показателей,
характеризующих риск, потому, что его допустимую величину Rmax,
относящуюся к полезности по риску хд = 0, достаточно просто устано-
вить, сопоставив с финансовым оборотом хозяйственной единицы:
естественно, что для крупного объединения Кщах может быть намного
выше, чем для маломасштабного, обладающего ограниченными ресур-
сами.

На практике нередко число возможных вариантов осуществления
методов ограничено, так как основным фактором при выборе масшта-
бов и сроков начала работ, плотности сетки скважин и других условий
оказывается ограниченность материально-технических средств. В
условиях, когда материально-технические средства не определены,
число альтернатив существенно увеличивается и возрастает важность
показателей риска и неопределенности как критериев выбора опти-
мального варианта.

Методические оценки неопределенности и риска были использо-
ваны при составлении технологической схемы промышленного испы-
тания мицеллярного заводнения на Центрально-Азнакаевской площа-
ди Ромашкинского месторождения и при рассмотрении перспектив
промышленной реализации методов вытеснения нефти диоксидом
углерода и мицеллярным раствором в проекте разработки Самотлорс-
кого месторождения.

8.6.	ОПЕНКА НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ПРОГНОЗА ЭФФЕКТИВНОСТИ И РИСКА
ПОЛУЧЕНИЯ НЕУДОВЛЕТЕОРЯТЕЛЬНОГО РЕЗУЛЬТАТА ОТ РЕАЛИЗАЦИИ

МИЦЕЛЛЯИЮ-ПОЛИМЕИЮГО ЗАВОДНЕНИЯ НА ОПЫТНОМ УЧАСТКЕ
ЦЕНТРАЛЬНО-АЗНАКАЕВСКОЙ ПЛОЩАДИ

Цель реализованного на Центрально-Азнакаевской площади про-
мышленного эксперимента - совершенствование технологии реализа-
ции мицеллярно-полимерного заводнения и определение его эффек-
тивности в условиях заводненных пластов Ромашкинского месторож-
дения [3]. Масштабы эксперимента были ограничены объемами поста-
вок нефтяных сульфонатов

Проведению эксперимента предшествовал комплекс подготови-
тельных работ, включающий в себя:

проведение лабораторных исследований по выбору компонентов
мицеллярного раствора и определению характеристик вытеснения
нефти в условиях, моделирующих реальные пластовые;

расчет технологических и экономических показателей разработки
с применением данного вида воздействия;

анализ опыта промышленных испытаний метода на Южно-Ромаш-
кинской площади того же месторождения;

обустройство опытного участка в соответствии с требованиями
реализации проектной технологии и материально-техническими
возможностями.

Технико-экономический анализ показал, что даже при получении
расчетной технологической эффективности (прирост извлекаемых
запасов 0,047 млн.т) применение метода не обеспечит экономического
эффекта при современном уровне нормативного показателя н -
= 60 руб/т. Однако, учитывая перспективы развития метода, постоян-
ный рост мировой цены на нефть и уровней замыкающих затрат при
разработке заводненных месторождений нефтедобывающего района,
можно предположить, что, несмотря на высокие эксплуатационные
затраты и капитальные вложения, применение метода в ближайшем
будущем окажется экономически целесообразным.

Уже при значении показателя Н = 150 руб/т получение расчетного
технологического эффекта обеспечит экономический эффект 0,2 руб.
на 1 руб- затрат. Этот уровень нормативного показателя принят в
дальнейшем для оценки показателей риска.

Расчет и сравнение показателей неопределенности прогноза
технологической эффективности и риска получения экономически
неудовлетворительного результата проводились для четырех вариан-
тов:

1)	скважины расположены по пятиточечиой системе, процесс
осуществляется на одном элементе (одна нагнетательная и четыре
добывающие скважины) при нерегулируемом балансе „отбор-закач-
ка” (т.е. границы эоны влияния нагнетаемого реагента не контроли-
308

Таблица 8.4

руются) и в предположении, что отсутствует опыт промышленного
испытания на участке Южно-Ромашкинской площади;

2)	отличается от первого варианта тем, что предусматривается
контроль за положением граничной линии нулевого градиента, т.е.
границы опытного участка;

3)	ло сравнению со вторым вариантом учитывается положительное
влияние имеющегося опыта испытаний метода на Южно-Ромашкинской
площади: в соответствии с результатами этого эксперимента и ло
согласованию с авторами проекта принято, что возможное занижение
расчетного технологического эффекта, обусловленное недостаточной
изученностью процесса, составляет не более 40-45 %;

4)	процесс реализуется на четырех элементах пятиточечной систе-
мы при условии регулирования линии нулевого градиента и с учетом
опыта испытаний на Южно-Ромашкинской площади; предполагается,
что при уплотнении сетки за счет бурения восьми дополнительных
скважин информация о геолого-физических параметрах пласта уточ-
няется, а представления о его свойствах, строении в пределах опытно-
го участка и эффективности мицеллярного заводнения в данных
условиях не меняются.

Результаты расчетов по вариантам приведены в табл. 8.4.

Неопределенность прогноза технологической эффективности
процесса, обусловленная недостаточной изученностью метода, пласта
и невозможностью предсказать точное положение граничной линии
нулевого градиента на стадии проектирования, снижается при осу-
ществлении указанных мероприятии. Так вероятность Pmin получения
результатов, отличных от расчетного (с заданной точностью 120 %), по
варианту 3 составляет 69 % по сравнению с 81 % по варианту 1. При
этом (вариант 3) с достоверностью 70 % можно утверждать, что реали-
зуемый технологический эффект составит не менее 56 % от предусмот-
ренного в технологической схеме, если в процессе осуществления
эксперимента будет выполнено требование по регулированию гранич-
ной линии нулевого градиента и соблюдены все технологические
условия. Значение показателя qH/qp, характеризующего нижний
предел технологической эффективности при заданной достоверности
а = 0,7, меньше, а неопределенность прогноза соответственно больше
при отсутствии контроля за положением границ опытного участка и в
предположении, что опыт Южно-Ромашкинского эксперимента отсутст-
вует.

Обусловленный неопределенностью прогноза технологической
эффективности й высокой стоимостью реализации процесса риск
достаточно велик - вероятность получения экономически неудовлет-
ворительных результатов (Р~) изменяется по вариантам от 53 до 67 %,
показатель возможных удельных экономических потерь Эу~ = 0,3 -

0,53 руб. на 1 руб. затрат (или 30-53 % суммарных затрат на процесс),
коэффициент риска кр = 0,88-1,1.

Вариант 4 - в известной степени условный. Он показывает, что
степень неопределенности прогноза за счет увеличения объема инфор-
мации о пласте может быть снижена. Вместе с тем рост затрат на экспе-
римент в связи с бурением дополнительных скважин повышает значе-
ние коэффициента риска.

Показатель кр показывает соотношение между возможными вели-
чинами показателей экономических потерь и эффекта. Согласно
разработанной в [46] шкале, значение кр по варианту 3, рекомендуемо-
му в технологической схеме, характеризует высокий уровень риска,
величины кр по другим вариантам оценивают их как „азартные”.

Промышленный эксперимент по мицеллярному заводнению на
Центрально-Азнакаевской площади проводился в условиях высокой
степени неопределенности, обусловленной недостаточной изучен-
ностью метода, неполнотой информации о пласте, условностью выделе-
ния границ опытного участка и экономического риска, вызванного,
кроме того, высоким уровнем затрат. Использование опыта промыш-
ленного испытания метода на Южно-Ромашкинской площади, а также
предусмотренные в рекомендуемом технологическом варианте меро-
приятия по регулированию баланса „отбор-закачка” позволяют по
возможности снизить риск и неопределенность.

8.7.	ОЦЕНКА НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ПРОГНОЗА И РИСКА ПРИМЕНЕНИЯ
МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА САМОТЛОРСКОМ

МЕСТОРОЖДЕНИИ

Сопоставление критериев применимости методов увеличения
нефтеотдачи пластов с геолого-физической и технологической харак-
теристикой объектов разработки Самотлорского месторождения,
выполнение комплекса лабораторных экспериментов и математичес-
кое моделирование позволили сделать предварительное заключение о
принципиальной возможности осуществления таких методов, как
мицеллярное заводнение и вытеснение нефти диоксидом углерода.
Ожидаемая или расчетная эффективность этих двух методов, выра-
женная показателем удельного прироста извлекаемых запасов на
единицу затрачиваемого реагента, составляет 0,9 иа 1 м3 мицелляр-
ного раствора и 0,73 т на 1 т диоксида углерода.

Реализация методов в промышленных условиях могла бы обеспе-
чить расчетную величину технологического эффекта при следующих
условиях.

1.	Непременное соблюдение предусмотренной технологии осущест-
вления процесса.

2.	Идеальное соответствие действительности современных пред-
ставлений о сущности механизмов процессов, их математических
моделей и использованных при расчетах значений параметров, харак-
теризующих пласт и специфику метода.

Выполнение первого условия полностью зависит от организации
работ на производстве. Второе условие практически не выполнимо
из-за несовершенного состояния изученности метода и пласта, поэтому
существует вероятность отклонения ожидаемой эффективности,
рассчитанной на стадии прогнозирования, от действительной, которая
может быть получена при практическом применении метода в про-
мышленных условиях.

Возможную ошибку расчета, обусловленную несовершенством
математической модели и неточностью исходных параметров можно и
необходимо оценить с тем, чтобы предусмотреть любой реальный
исход промышленных работ при принятии решения по испытанию и
внедрению методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Для оценки степени неопределенности прогнозируемого эффекта и
связанного с ней риска получения неудовлетворительных результа-
тов с использованием разработанной методики определены:

вероятностное распределение возможных значений показателей
эффективности q, т/т;

коэффициент риска кр, характеризующий соотношение возмож-
ных значений эффекта при неблагоприятном и благоприятном с эконо-
мической точки зрения исходах промышленного эксперимента ини
внедрения метода увеличения нефтеотдачи пласта;

показатель возможных удельных экономических потерь Эуд от
реализации метода при неблагоприятном исходе (руб- на 1 руб. затрат
на процесс);

показатель возможных абсолютных экономических потерь Э~ от
реализации метода с недостаточным технологическим эффектом
(руб.).

Исходные данные, использованные для расчета целевых (выход-
ных) показателей приведены в табл. 8.5, где - число скважин, по
которым получено геолого-физическое описание объекта (опытного
участка) к моменту составления прогноза; пс - число скважин на
объекте (опытном участке); о,» оа - стандартные отклонения, харак-
теризующие суммарные ошибки определения соответственно объем-
ных и гидродинамических параметров пласта (определяются как функ-
ции п‘) при степени информативности по разрезу 25 % согласно [39];
SH/Sp, SB/Sp - отношение минимально и максимально возможных
величин, охваченных воздействием процесса площадей объекта, к
расчетному значению (определяется возможным положением линии
нулевого градиента и зависит от числа скважин пс и их размещения);
Лиэ 1 ~ коэффициент изученности метода, определенный экспертным

Таблица 8.5

Исходные дцшые для расчета неоцредслеяности прогноза эффективности и риска
применения методов увеличения нефтеотдачи пластов на Самотлорском

Мицеллярным 5	25	0,07	0,15	0,45	1,8	0,25	0,95

раствором

Система размеще- >1000 >1000 0,01	0,03	0,05	1,05	0,25	0,95

кия скважин —
пятиточечная

Диоксидом	25	25	0,05	0,14	0,30	2,3	0,52	0,95

углерода

Система размеще- >1000 >1000	0,01	0,03	0,05	1,05	0,52	0,95

нияскважин -

рядная

путем; к», 2 - значение коэффициента изученности, принятое при
условии наличия подтвержденного промышленными испытаниями в
конкретных условиях эффекта; kg — коэффициент, характеризующий
степень подготовленности информации о специфике процесса, полу-
ченной в лабораторных условиях; q0 N1, qoN1 - отношение величины
удельного технологического эффекта при нулевой экономической
эффективности к расчетному для значений экономического норматива
Н, = 60 руб/т и Н2 - 150 руб/т.

Для каждого из методов целевые показатели рассчитывались при
варьировании значений следующих исходных данных: числа скважин
на объекте; коэффициента изученности метода; удельного экономичес-
кого норматива Н.

Расчеты показали, что с увеличением числа скважин на объекте
(при заданной плотности сетки скважин), росте значения норматива
(фактически при повышении цен на нефть) и улучшении состояния
изученности метода показатель возможных удельных экономических
потерь Э*уд и коэффициент риска кр уменьшаются. Вместе с тем
увеличение числа скважин означает расширение масштабов внедрения
метода, т.е. рост сопряженных с его реализацией затрат и, следователь-
но, показателя возможных абсолютных потерь Э~.

Оптимальное планирование усилий по испытанию и внедрению
методов должно основываться на принципе минимизации показателя
возможных абсолютных потерь Э~ при условии обеспечения возмож-
ности достоверной оценки фактического технологического эффекта от
последующей после принятия решения реализации промышленного
эксперимента.

Достоверную оценку эффективности метода в промышленных
условиях можно получить, если в пределах опытного участка выде-

ляется гидродинамически замкнутая зона, полностью изолированная
от влияния обычного заводнения. Для пятиточечнон (при мицелляр-
ном заводнений) и рядной (вытеснение нефти диоксидом углерода)
системах расположения скважин это условие практически обеспечи-
вается 22—25 скважинами.

Поэтому при осуществлении фазы 3 - опытно-промышленном
испытании метода в условиях Самотлорского месторождения целесо-
образно выбрать один-три опытных участка с размещенным на них
минимально необходимым числом скважин (до 25 на каждом). Вероят-
ностное распределение возможных величин эффекта, значение показа-
телей, характеризующих риск при опытно-промышленном испытании,
приведены в табл. 8.6.

Переход к промышленному внедрению процесса может быть осу-
ществлен после достоверной оценки фактического эффекта. Если
ожидаемый расчетный эффект подтвердится результатами промышлен-
ных испытаний, тогда при благоприятных экономических условиях
(Я = 150 руб/т) риск последующего промышленного применения метода
окажется незначительным. Но при нормативном показателе на уровне
55 руб/т риск получения экономически неудовлетворительных резуль-
татов для мицеллярного заводнения остается слишком высоким —
коэффициент риска стремится к бесконечности, т.е. по существу
потенциально возможная эффективность метода экономически не
окупается (см. табл. 8.6).

Недостаточная изученность методов увеличения нефтеотдачи
пластов, объекта применения, условность выделения границ опытных
участков определяют неуверенность в точности расчетной величины
эффекта. Возможную ошибку, обусловленную неопределенностью
исходной информации и несовершенством методик расчета, необходи-

Таблица 8.6

рвска промышленных «пытаний и внедрения методов увеличения
нефтеотдачи пластов на Самотлорском месторождеяия

Метод вытеснения нефти	И, руб/т	1 стадия — эксперимент	II сталия — внедрение
		₽ |руб)руб(м,тн-РУ6	*р I 3']W I Э’>  | руб/руб |млн.ру«.

Мицеллярным раст-	55	*«	0,33	25,2		0,27	8143
вором	150	0,18	0,18	13,8	0,00	0,09	2755
Диоксидом углеро-	55	0,33	0,11	0,2	0,20	0,06	1032
да	150	-0	-»0	-0	*0	*0	-0
Мицеллярным	55	При условии под-	-» т	0,20	6123
раствором	150	тверждения ожидае- мого эффекта про-	-0	-»0	-0
Диоксидом углеро-	55	мышленным экс-	0,13	0,02	413
да	150	периментом	- 0	-0	-С

мо учитывать и при планировании применения других методов увели-
чения нефтеотдачи пластов на Самотлорском месторождении.

Показатель возможных удельных экономических потерь на 1 руб.
затрат при применении мицеллярного заводнения и метода вытесне-
ния нефти диоксидом углерода на месторождении Самотлор в про-
мышленных масштабах составляет соответственно 0,27 и 0,06 руб/руб
при нормативном показателе Н = 60 руб/т. При Н = 150 руб/т показа-
тель возможных удельных экономических потерь снижается до
0,09 руб/руб для мицеллярного заводнения и до 0 при использовании
диоксида углерода. Учитывая, что в современных условиях, при И =
= 60 dv6/t возможные абсолютные экономические потери от примене-
ния этих методов в промышленных масштабах могут оказаться весьма
значительными и составят миллиарды рублей, рекомендуется перед
принятием окончательного решения о возможности промышленного
внедрения методов вытеснения нефти диоксидом углерода и мицен-
лярными растворами на Самотлорском месторождении провести
испытания на опытных участках.

Размеры опытных участков ограничиваются, с одной стороны,
необходимостью избежать возможных значительных экономических
потерь, но, с другой стороны, они должны удовлетворять требованию
обеспечения условий для объективной оценки эффекта по промысло-
вым данным. В связи с этим рекомендуемые масштабы предваритель-
ных промысловых испытаний: один-три опытных участка по 20-25
скважин на каждом из них как для мицеллярного заводнения, так и
для метода вытеснения нефти диоксидом углерода.

Необходимость промышленного внедрения методов, способных
значительно увеличить степень извлечения нефти из пластов Самот-
лорского месторождения, не вызывает сомнения. Однако для того,
чтобы убедиться в целесообразности применения того или иного
процесса, необходимо начинать подготовку к промышленным испыта-
ниям как можно раньше. Это позволит реально и объективно опреде-
лить перспективы развития методов увеличения нефтеотдачи пластов
в условиях Самотлорского месторождения.

9. НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

9.1.	ПРИМЕНЕНИЕ КОМПОЗИЦИЙ ПАВ С ЩЕЛОЧНЫМИ АГЕНТАМИ

Как известно метод заводнения водными растворами неионоген-
ных ПАВ прошел широкое опытно-промышленное испытание в различ-
ных нефтедобывающих регионах страны. Технология применения
метода заключалась в закачке больших объемов (до 0,5-1 от объема
пор) малоконцентрированных растворов ПАВ (0,05-0,1 %). Анализ

результатов испытаний свидетельствует о низкой эффективности
метода на ранней стадии разработки нефтяных месторождений и
отсутствии эффекта на поздней стадии.

Основные фекторы, определяющие низкие нефтеотмывающие
свойства растворов ПАВ, - недостаточно низкое поверхностное натя-
жение на границе нефть-раствор ПАВ (5-7 мН/м) и высокая адсорбция
неионогенных ПАВ на поверхности пористой среды.

Вместе с тем метод заводнения водными растворами ПАВ - наи-
более простой и технологичный среди известных методов повышения
нефтеотдачи пластов- Поэтому возникает вопрос об уточнении гранич-
ных условий и возможных технологий эффективного применения
метода.

Н-А. Веремко проводились лабораторные исследования эффектив-
ности применения ПАВ ОП-Ю (0,25-1,5 %) в композиции с растворами
каустической соды NaOH (0,25-0,75 %). Основа использования компо-
зиций ПАВ ОП-10 и каустической соды - возможность усиления эф-
фекта за счет совместного течения нескольких процессов, каждый из
которых обусловлен одним из компонентов смеси, или взаимное
усиление свойств каждого из этих компонентов в присутствии другого
(достижение синергетического эффекта).

Экспериментальные работы по изучению физико-химических
основ метода включали исследования поверхностного натяжения,
процессов перераспределения ПАВ в системах раствор-нефть и раст-
вор-порода, смачиваемости и нефтеотмывающих свойств растворов.

Межфазное натяжение. Установлено, что межфазное натя-
жение на границе раствор химреагентов- керосин снижается на незна-
чительную величину по отношению к чистым растворам ОП-Ю
(рис. 9.1). На границе раствор химреагентов-нефть достигается сущест-
венное снижение натяжения. Это вызвано взаимным усилением

поверхностно-активных свойств ПАВ ОП-10 и солей нафтеновых
киспот, образующихся при взаимодействии нефтей с каустической
содой.

Перераспределение ПАВ ОП-1 в пластовой систе-
ме. Среди главных факторов, определяющих целесообразность приме-
нения растворов ПАВ, — его перераспределение в системе раствор -
порода—нефть. Взаимодействие ПАВ с породой заключается в его
адсорбции поверхностью породы. В результате этого гидрофильные
поверхности гидрофобизируются, а гидрофобные - гидрофилизируют-
ся.

В статических условиях на молотом карбонате значения ад-
сорбции из раствора ОП-Ю содержанием 2,5 % ьепнкм и достигают
15 мг/л (рис. 9.2). Добавка в водный раствор ПАВ каустической соды
снижает величину адсорбции в 2 раза- В динамических условиях
величина адсорбции значительно ниже, причем при вытеснении нефти
оторочками композиции ОП-Ю и каустической соды предельная
адсорбции не достигается даже при высоких концентрациях ПАВ в
растворе.

Немаловажный фактор, определяющий перераспределение ПАВ, -
переход ПАВ в нефть, который выражается коэффициентом распреде-
ления (ftp) между контактирующими фазами. Коэффициент распределе-
ния представляет собой отношение равновесных концентраций ПАВ в
контактирующей жидкости (ср) и в исходном растворе (ср.р): кр =
- ср/ср.р-

Распределение неионогенных ПАВ изучалось при контакте нефтей
Речицкого и Южно-Александровского месторождений с растворами
ОП-Ю, приготовленными на минерализованных водах с концентрацией
солей до 300 г/л и на растворах каустической соды содержанием
0,1-0,5 %.

б нН/м

Рис. 9.1. Зависимость межфазного
натяжения растворов ОП-Ю от
содержания Соп-1С на границе с
керосином (кривые 1-4) и нефтью
(кривые 5-8).

Содержание NaOH, %: 1,5 нб — 0;
.2- 0,1;Зив-0,5;4—1; 7-0,25; минера-
лизации растворов, г/л: 1 — 5 и 7,8 — 0;

6 — 150

Рис. 9.2. Зависимости адсорбции (А) на
молотом карбонате от содержания
ОП-Ю в растворе (coiI-loA

1 — адсорбция в статических условиях
из раствора ОП-10; 2 и 3 - адсорбция в
статических и динамических условиях
из композиции растворов ОП-Ю и
каустической соды соответственно

Таблице 9.1

Клафф итгиеига распределения иеяологеяных ПАВ для речищксй
и юхво-алексаидровской вефнм

		Коэффициент распрепепслия неионогенкых ПАВ для нефтей	
ОП-10 вводе, %	г/л		
		речицкой	| южно-александровской
0,01	0	4,185	0,63
0,05	0	1,750	0,58
0,1	0	0,429	0,37
0,3 1	0	0,190	0,13
	0	0,048	0,10
0,01	100	4,33	—
0,05	100	3	—
ОД	100	1,33	0,58
0,3	100	0,39	0,20
	100	0,23	0,10
0,1	158	1,27	0,67
0,5	158	0,474	0,28
1	158	0,302	0,09

Из полученных результатов (рис. 9.3, табл. 9.1) видно, что коэффи-
циенты распределения растворов ПАВ с содержанием 0,1 % достигают
4,33, снижаясь до 0,048 с увеличением содержания ПАВ до 1 %.

Увеличение коэффициента распределения с возрастанием минера-
лизации раствора объясняется уменьшением растворимости ПАВ и
увеличением ионной сипы раствора.

Переход ОП-10 из щелочных растворов в нефть ниже, чем из раст-
воров, приготовленных на минерализованной .воде, и выше, чем из
растворов на дистиллированной воде (см. рис. 9.3). Сравнивая кр
речицкой и южно-александровской нефтей, можно отметить, что
величины кр для речицкой нефти выше. Анализ составов исследуемых
318

нефтей позволяет предположить, что более высокие коэффициенты
распределения соответствуют нефтям с большим содержанием смол и
асфальтенов. Так содержание смол в речицкой нефти достигает 15 %, а
в южно-александровской - всего 2- 3 %.

Переход ПАВ в нефть улучшает подвижность нефти, препятствует
прилипанию ее к твердой поверхности (снижаются силы адгезии,
усиливается диспергапия нефти).

Были проведены исследования межфазного натяжения активизи-
рованной нефти (нефть, находившаяся в контакте с растворами хим-
реагентов и содержащая некоторое количество ПАВ) на границе с
дистиллированной водой, минерализованной водой и раствором ПАВ.

Полученные данные свидетельствуют о том, что межфазное натя-
жение на границе активизированная нефть-вода > тесно связана с
коэффициентом распределения. При равных концентрациях ПАВ
большие значения коэффициентов распределения соответствуют
меньшему натяжению. Исключение - результаты исследования пере-
распределения ПАВ в системе нефть-композиция растворов (рис. 9.3,
9.4). Коэффициенты распределения ПАВ в нефти и межфазное натяже-

Рис. 9.5. Зависимости межфазного натя-
жения о нефтей, выдержанных на контак-
те с раствором композиции ОП-10 и №ОН,
от содержания соц-1С на гРаниие и раство-

1 и 2 — на дистиллированной воде; 3 и 4 —
на минерализованием воде; 5 — на компо-
зиции

Рис. 9.4. Зависимости межфазного натяже-
ния о на границе с раствором ОП-Ю от
содержания

Активизированная нефть, выдержанная на
контакте К 1 — раствором композиции
ОП-Ю и NaOH; 2,3 и 4 — раствором ОП-10 в
воде с минерализацией 0, 100 и 158 г/л
соответственно

ние для композиций выше, чем для растворов на дистиллированной
воде. По имеющимся представлениям это связано с тем, что после
длительного контакта нефтей со щелочами щелочные соли кислотных
компонентов нефти частично переходят в раствор химрса1-ентов. В
результате нефть обедняется, а межфазное натяжение повышается.

Из рис. 9.5 видно, что минимальные величины поверхностного
натяжения соответствуют активизированным нефтям на границе с
раствором ПАВ, максимальные - на границе с дистиллированной
водой. Анализ полученных данных позволяет дать рекомендацию по
совершенствованию технологии заводнения растворами ПАВ. Протал-
кивание оторочки ПАВ следует проводить минерализованной водой,
что приводит к достижению более низких значений поверхностного
натяжения, чем на границе с дистиллированной водой.

Смачиваемость. Изучение смачиваемости проводилось мето-
дом центрифугирования на естественных образцах цилиндрической
формы размером 3x3 см, а также непосредственным замером углов
смачивания под микроскопом. Результаты исследований образцов
методом центрифугирования свидетельствуют о том, что смачивае-
мость пород изменяется от гидрофобных до преимущественно гидро-
фобных. Углы смачивания естественных образцов и пластин мрамора
пластовыми водами (р = 1140 кг/м3), замеренные под микроскопом,
изменялись от 120 до 150°, что подтверждает ранее проведенные иссле-
дования о состоянии поверхности пород, как преимущественно гидро-
фобной. Таким образом, смачиваемость естественных образцов свиде-
тельствует о неблагоприятных условиях вытеснения нефти водой из
спожнопостроенных карбонатных коллекторов.

Исследование углов смачивания в композиции растворов показа-
ло, что углы смачивания уменьшались, и их величина составляла от 40
до 65°, т-е. смачиваемость пород изменялась до преимущественно
гидрофильной.

Нефтеотммвающие свойства. Изучение нефтеотмывающих
свойств композиции растворов ОП-Ю и NaOH в спожнопостроенных
карбонатных коллекторах проводилось как для проточной части
пласта, представленной кавернами и трещинами, так и для непрони-
цаемых блоков матрицы породы. Проточная часть пласта с высокими
фильтрационными свойствами (1-2 мкм2) моделировалась созданием
насыпных моделей пласта с использованием молотого карбоната
(доломита) фракцией 0,25-0,5 мм. Вытесняющей жидкостью служила
дегазированная нефть межсолевой залежи Речицкого месторождения с
добавлением керосина для снижения вязкости нефти до 6-7 мЛа-с.
Закачиваемая вода имела плотность 1140-1180 кг/м3.

Согласно имеющимся представлениям о нефтенасыщенности
каверн и трещин, достигающей 95-100 %, лабораторные исследования
процессов довытеснения нефти растворами ОП-Ю и композицией

растворов ПАВ и каустической соды проводили для случаев как без,
так и со связанной водонасыщенность». Нефть вытесняли водой и
растворами химреагентов при постоянной скорости 1-2 м/сут. Закачка
водных растворов проводилась поспе полного обводнения жидкости,
выходящей из модели пласта. Водные растворы ПАВ закачивали одной
оторочкой размером 0,3 от объема нефтенасыщенных пор, а компози-
цию растворов - тремя оторочками по 0,1 от объема нефтенасыщенных
пор, разделенными порциями пластовой воды. В процессе исследова-
ний замеряли объемы прокачанной жидкости и дополнительно вышед-
шей нефти, поверхностное натяжение на границе этой нефти с дистил-
лированной водой и концентрацию ПАВ в жидкости.

В ходе экспериментальных работ отмечалось, что следы ПАВ в
выходящей жидкости появлялись через 0,4-0,6 от объема пор после
начала закачки химреагентов. Данное явление может быть связано с
объемом проточной части пор и свидетельствовать о непоршневом
характере вытеснения как водой, так и раствором химреагентов. На
основании анализа полученных результатов было установлено, что
эффективность довытеснения нефти чистыми растворами ОП-10 и
композицией растворов ОП-Ю и каустической соды на моделях пласта
с остаточной нефтенасышенностью низка. Приросты коэффициентов
вытеснения составляли около 1 %.

Результаты исследований свидетельствуют о более высокой
нефтеотмывающей способности композиции растворов ОП-Ю и каус-
тической соды на гидрофобных моделях пласта. Прирост коэффици-
ентов вытеснения изменялся от 0 до 16,2 % и зависел от остаточной
нефтенасыщепности и содержания ОП-Ю в водном раствореЛеткой
зависимости между содержанием каустической соды в растворе ОП-Ю
и приростом коэффициентов вытеснения установлено йе было.

Применение композиции растворов оказалось эффективным при
остаточной нефтенасыщенности выше 50-55 % и концентрации ОП-Ю в
растворе свыше 1 % (рис. 9.6).

Анализ проб дополнительно отмытой нефти свидетельствует о том,
что нефть содержит ПАВ. Межфазное натяжение активизированной
нефти на границе с дистиллированной водой изменяется от 1 до
14 мН/м (рис. 9.7), в то время как для неактивизированной нефти
характерна величина 28-30 мН/м.

Данное явление позволяет сделать предположение о том, что для
вытеснения пленочной нефти (а остаточная нефть в гидрофобном
коллекторе без связанной водонасыщенности находится в пленочном
виде) достаточно снижения поверхностного натяжения до 0,5-1 мН/м.

Визуальный осмотр проб дополнительно отмытой нефти свиде-
тельствует об улучшении подвижности нефти, уменьшении ее прили-
паемости к поверхности стеклянной посуды. О низком поверхност-
ном натяжении свидетельствует и тот факт, что дополнительно отмы-

21— Зак.795

Рис. 9.7. Зависимости межфазного натяжения о но границе вытесняемой е ходе опытов
остаточной нефти с дистиллированной водой от объема прокачки раствора химреагентов. т
(в объемах пор).

1—4—номера опытов

тая нефть выходила как в виде капель, так и в виде мелкой диспер-
сии в воде.

Таким образом результаты лабораторных исследований позволя-
ют представить механизм вытеснения следующим образом.

На переднем и заднем фронтах оторочки происходит перемешива-
ние растворов с минерализованными водами. В результате этого
каустическая сода взаимодействует с ионами кальция и магния и
образует осадки гидрооксидов этих металлов, снижающие подвиж-
ность смеси, в первую очередь, в кавернах и крупных порах. Водный
раствор ПАВ в смеси с минерализованной водой начинает проникать в
поры, не охваченные или слабо охваченные вытеснением. При переме-
шивании растворов с минерализованными водами поверхностно-
активные вещества быстрее переходят в нефть, тем самым снижая
поверхностное натяжение на ее гралице с водой и улучшая ее подвиж-
ность, а также способствуют снижению капиллярных давлений, пре-
пятствующих проникновению закачиваемой воды в мелкие и средние
322

поры. Механизм повышения нефтеотдачи каверновой части пласта
будет заключаться в снижении микронеоднородности и увеличении
микроохвата коллектора процессами вытеснения нефти водой. При
этом нефть, активизированная поверхностно-активными веществами,
будет вытесняться и вовлекаться в движение.

Наряду с исследованием процессов вытеснения нефти компози-
цией растворов ПАВ и каустической соды, было проведено изучение
влияния данной композиции на процесс противоточной капиллярной
пропитки. Работы проводились на естественных образцах горных
пород цилиндрической формы размером 3x3 см. В качестве насыщаю-
щих флюидов использовались пластовая вода плотностью 1050 кг/м3 и
разгазированная нефть с добавлением керосина до вязкости 4,5 мПа’с.

На первом этапе образцы помещались в воду, используемую для
поддержания пластового давления, плотностью 1140кг/мэ и выдержи-
вались до полного завершения процессов капиллярной пропитки. На
втором этапе исследований образцы помещались в композицию раст-
воров ПАВ и щелочи.

Было установлено, что коэффициенты вытеснения низки и не пре-
вышают 5-10%.

Это объясняется показанным ранее гидрофобным характером
поверхности горных пород. Подставив в формулу капиллярного
давления рк = 2 о cos 6/цк значение в = 120°, получим, что капиллярное
давление имеет знак минус и препятствует капиллярной пропитке
образцов водой.

При помещении же образцов в раствор ОП-10 и композицию раст-
воров ПАВ и каустической соды капиллярное давление приобретает
знак плюс и способствует капиллярной пропитке.

Приросты коэффициентов вытеснения при допропитке компози-
цией растворов достигали 20-25 %. При этом максимальные приросты
соответствовали содержанию ОП-Ю в растворе 0,5-0,8 %, а каустичес-
кой соды - 0,25 % (рис. 9.8). Опыты вытеснения нефти при допропитке
показали, что капиллярная пропитке начиналась сразу, и первые

Рис. 9.8. Зависимости прироста
коэффициента вытеснения нефти
Д Квыт при допропитке от содержа-
ния соп_1о при	= 0,25 %.

Исходная нефтенасыщенность, %: 1 —
30-40; 2 - 40-50; 3 - 50-60; 4 - 60-10

Рис. 9.9. Зависимости прироста
коэффициента вытеснения nejfru
А квьгт or времени Т при допро-
питке раствором композиции ОП-Ю
(0,8 %) и NaOH (0,25 St).

1—5 — номера образцов

капли нефти выходили из образцов через несколько минут. Большая
часть вытесненной нефти приходилась на первые 7-14 сут (рис. 9-9).
Весь процесс может длиться 3-4 мес.

Таким образом интенсификация процессов капиллярной пропитки
композицией растворов ОП-Ю и каустической соды обусловлена
гидрофилизацией поверхности пористой среды за счет адсорбции ЛАВ,
изменением характера капиллярных сил и изменением подвижности
нефти, вызванным переходом ПАВ в нефть-

В результате можно сделать следующие выводы:

I.	На основании проведенных исследований установлено:

1)	добавка каустической соды в раствор ОП-Ю усиливает его
нефтеотмывающие свойства и снижает адсорбцию ПАВ на породе;

2)	водные растворы ОП-10 эффективны при содержании ПАВ свыше
0,5 %, что выше критической концентрации мицеллообразования;

3)	доотмыв лленочиой нефти не обусловлен сверхнизким поверх-
ностным натяжением;

4)	интенсивность массопереноса ОП-Ю в нефть возрастает при уве-
личении минерализации растворов ПАВ и содержании смол в нефтях;

5)	переход ПАВ в нефть способствует снижению поверхностного
натяжения на границе нефть-вода и увеличивает подвижность нефти;

6)	подтверждено, что при длительном контакте нефтей со щелоча-
ми первые обедняются естественными ПАВ, и поверхностное натяже-
ние на границе активизированная нефть - вода увеличивается;

7)	основная причина интенсификации капиллярной пропитки -
изменение смачиваемости коллектора от гидрофобного до преиму-
щественно гидрофильного.

11.	Рекомендации ло технологии применения ПАВ:

1)	условия эффективного применения исследований композиции
гидрофобный тип коллектора, высокая микронеоднородность пласта,
остаточная нефтенасыщенность свыше 40 %, отсутствие трещинова-
тости, высокое содержание смол, содержание в водных растворах
ОП-Ю (0,5-0,8 %) и NaOH(0,25%) для интенсификации капиллярной
пропитки и ОП-10 (0,9-1,5 %), NaOH (0,25-0,75 %) - для гидродинами-
ческого вытеснения;

2)	композиция растворов ОП-10 и NaOH эффективна на поздней
стадии разработки;

3)	закачку оторочки химреагентов размером 0,1-0,3 от объема
нефтенасыщенных пор следует производить несколькими порциями,
разделяя их минерализованной водой, что должно способствовать
снижению микронеоднородности пласта и активному переходу ПАВ в
нефть;

4)	для проталкивания оторочки следует использовать минерализо-
ванную воду.

9.2.	МЕТОД ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
ОКСВДАТОМ

9.2.1.	Общие сведения

Известно, что около третьей части запасов нефти сосредоточено в
карбонатных коллекторах, разработка которых существующими
технологиями эффективно не производится. Коэффициент нефтеотда-
чи при этом редко превышает 30 %, что объясняется сложным строе-
нием самого коллектора. Основной вид воздействия на такие пласты
для увеличения нефтеотдачи - применение кислот и их смесей. При
взаимодействии кислот с карбонатной частью пласта происходит
увеличение размеров пор и трещин, а следовательно,и проницаемости
пласта.

Основным агентом, воздействующим на пласт, служит соляная
кислота НС1:

2НС1 +СаСО3 =М2О + СО2 +СаС12.

Солянокиспотпые обработки увеличивают продуктивность и
приемистость скважин. Однако вследствие большой скорости проте-
кания реакции воздействию подвергается лишь ограниченная зона
пласта, часто реакция с породой происходит, в основном, в высоко-
проницаемых порах и трещинах, увеличивая тем самым гидродинами-
ческую неоднородность коллектора. Здесь основная задача - увели-
чение глубины проникновения н охвата пласта воздействием квсло-
той. В связи с этим было предложено миожестно технологий, снижаю-
щих в основном скорость реакции кислоты с породой. Однако этот

подход также не полностью решал вопрос интенсификации скважин и
пластов. Возникла необходимость создания комплексного метода
воздействия на пласт. К таким методам относится закачка в пласт
оторочек серной кислоты и композиций на ее основе.

В ТатНИПИнефти (И.Ф. Глумов, В.Д. Кочетков и другие) предложе-
на закачка в пласт через нагнетательные скважины алкилированной
(отработанной) серной кислоты H2S04 при содержании 84-86 %. В
пластовых условиях происходит сульфирование ароматических угле-
водородов нефти. При этом образуются сульфокислоты, обладающие
поверхностной активностью. Кроме того, процесс сульфирования
сопровождается выделением теплоты, что приводит к разогреву
призабойной зоны пласта и способствует вытеснению из нее нефти-
По-видимому, существует еще ряд явлений, положительно сказываю-
щихся на увеличении охвата пласта последующим заводнением. В
одну нагнетательную скважину за один прием закачивается от 200 до
2000 т алкилированной серной кислоты. В течение многих лет на
месторождениях Татарии ежегодно закачивалось от 10 до 45 тыс. т
серной кислоты. Удельный технологический эффект от применения
данной технологии составляет в среднем 32 т нефти на 1 т закачанной
кислоты. Это высокий технологический эффект, особенно если учесть,
что цена алкилированной серной кислоты символическая.

Один из главных критериев эффективного применения алкилиро-
ванной серной кислоты для повышения нефтеотдачи - содержание
ароматических углеводородов в нефти (не менее 10-25 %). Нефтенасы-
щеиность должна составлять не менее 60 % от объема пор пласта.
Процесс сульфирования ароматических углеводородов серной кисло-
той практически не происходит в присутствии воды. Это не позволяет
эффективно применять данный метод на месторождениях с низким
содержанием ароматических углеводородов в нефти и в обводненных
пластах.

Специалисты НПО „Союзиефтепромхим” (С.О. Шерман, В.И. Гусев,
С.Н. Головко, М.Ш. Вайсман) для разработки месторождений, находя-
щихся на поздней стадии, предложили в нагнетательную скважину
одновременно закачивать алкилированную серную кислоту (АСК) и
кубовые остатки ректификации бутанолов. В насосно-компрессорных
трубах при этом происходит реакция сульфатирования высших спир-
тов, входящих в кубовые остатки, с образованием высокоактивных
ПАВ — алкилсупьфатов и сульфокислот, которые способствуют вы-
теснению остаточной после заводнения нефти. Наблюдается снижение
межфазного натяжения на границе нефть - раствор ПАВ (рис. 9.10,
кривая 2), а также улучшается смачиваемость гидрофобной поверх-
ности в широком интервале концентраций реагента, названного
СНПХ-9101 (кривая 1). Серная кислота растворяет карбонатную часть
пласта, улучшая его фильтрационные свойства.

Рис. 9.10. Зависимости физико-химических свойств реагента СНПХ-9101 от температуры и
содержания.

I — 6=f(e);2 — o -f (с);3— ц =/(!); о — межфазное натяжение; с — концентрация; Г —
температура; В — краевой угол смачивания; fl — вязкость

В результате взаимодействия серной кислоты с солями кальция в
погребенной или пластовой воде образуется суспензия гипса, которая
обладает структурно-механическими и дилатантными свойствами.
Суспензия увеличивает охват пласта вытеснением нефти водой.

Процесс сульфатирования кубовых остатков серной кислотой
происходит с выделением теплоты. На каждую тонну образующегося
продукта выделяется от 0,15 до 0,25 МДж теплоты. При этом температу-
ра призабойной части пласта в радиусе до 5 м от оси скважины повы-
шается на 60-70 °C.

Все перечисленные явления приводят к глубокой обработке
призабойных зон пласта с увеличением охвата пласта заводнением,
причем охват заводнением может быть увеличен при применении
метода как на начальной, так и на поздней стадии разработки место-
рождения. Полученные ПАВ, разбавляясь водой при фильтрации в
пласте, увеличивают также и коэффициент нефтевытеснения.

Данный метод исследован в лабораторных и испытан в промысло-
вых условиях. Получены положительные результаты. Прирост нефте-
отдачи за счет применения данного метода составляет 3-5 % по срав-
нению с заводнением-

9.2.2.	Технология воздействия на призабойные зоны скважин
продуктами жидкофазного окисления легких углеводороде®
(оксидатом)

И.Л. Мархасиным и В.И. Ивановым предложена технология приме-
нения продуктов жидкофазного окисления легких углеводородов для
обработки призабойных зон скважин. Эти реагенты получаются при
окислении в специальных реакторах легких углеводородов парафино-
вого ряда кислородом воздуха, т.е. являются промежуточными про-
дуктами производства моиокарбоновых кислот. Смесь этих продуктов
условно называется оксидатом. Сырьем для получения оксидата могут
служить углеводороды С3-С12. Оксидат состоит из муравьиной,
уксусной, пропионовой и масляной кислот, растворителей (метилэти-
ленкетон, спирты, апьдешды, эфиры и гидроперекиси) и воды.

Сущность метода воздействия состоит в следующем. Углеводород-
ная часть оксидата (растворители) снимает с поверхности карбонатной
породы асфальтено-смолистые вещества. Тем самым создаются усло-
иия для взаимодействия оксидата с карбонатной частью породы. В
процессе взаимодействия образуется диоксид углерода, соли карбоно-
вых кислот и выделяется некоторое количество теплоты. Диоксид
углерода, растворители и выделяющаяся теплота способствуют умень-
шению вязкости нефти, а соли карбоновых кислот растворимы в воде
и обладают повышенной вязкостью, что улучшает условия вытеснения
нефти (особенно высоковязкой). Кроме того, поскольку карбоновые
кислоты — слабые кислоты, реакция оксидата с карбонатной частью
коллектора происходит весьма медленно (до 10- 30 сут). Это позволяет
кислотам проникать в низкопроницаемые прослои и удаленные зоны
пласта, увеличивая тем самым охват пласта воздействием заводнения
и продуктивность (приемистость) скважин.

Процесс жидкофазного окисления в мире освоен достаточно
хорошо. В СССР оксидат ныпускается на нефтехимических заводах.
Состав оксидата весьма заметно зависит от времени пребывания
жидкой фазы в реакторе. Если сырьем для производства оксидата
служит газовый бензин, то изменение времени пребывания жидкой
фазы в реакторе с 4 до 1S ч приводит к увеличению выхода пропионо-
вой и масляной кислот более чем в 2 раза и к снижению выхода му-
равьиной и уксусной кислот (рис. 9.11). Кроме того, состав оксидата
зависит от состава сырья, температуры и давления в реакторе. При
окислении газового бензина по методу английской фирмы „Дистил-
лере” на 1 т окисленного бензина получают около 1 т кислот

Кислота......... Уксусная Муравьиная Пропио- Масляная Янтарная

новая

Содержание, %... 70—75	13—16	7—8	1—2	7—8

Процесс жидкофазного окисления легких углеводородов парафи-

нового ряда в полых реакторах хорошо изучен. Технология производ-
ства оксидата относительно легко может быть освоена в промысловых
условиях вблизи источников получения легких углеводородов
(газоконденсат, газовый бензин, широкая фракция и др.). Это позволя-
ет получить в промысловых условиях относительно дешевый агент
для эффективного воздействия на пласт и утилизировать легкие
углеводороды, имеющиеся часто в избытке.

Для грамотного применения оксидата для воздействия на пласт
необходимо знание физико-химических свойств и параметров оксида-
та и продуктов его взаимодействия с пластом и насыщающими пласт
флюидами.

9.2.3.	Основные параметры оксидата и продуктов его нейтрализации

Первые исследования в этом направлении были проведены И.Л.
Мархасиным, В.И. Ивановым, М.А- Арушановым. В дальнейшем боль-
шой вклад в изучение этого вопроса внесли 1П.К. Гиматудинов и
ГА1. Касенова. Для исследования ими были взят оксидат Ереванского
научно-производственного объединения „Наирит”. Компонентный
состав оксидата приведен ниже.

Компонент......... Уксус- Пропио- Муравьи- Масля- Аце- Аце- Вода

на я	новая	ная	ная	тон таль-

1у«сло- кисло- кисло- кисло-	дегиды

та	та	та	та

Содержание, % .... 44,51	20,06	4,56	0,68	15,77	0,51 13,81

Нейтрализованные растворы получали контактированием оксида-
та с химически чистым реактивом СаСОэ вплоть до повышения pH

Рис. 9.12. Зависимости показателя pH от содер-
жания оксидога в дистиллированной воде с.

1 — оксидат до нейтрализации; 2 — оксидат
нейтрализованный

Рис. 9.13. Зависимости вязкости Ц (а) и
плотности ₽ (б) водных растворов от
содержания оксидата с.

1 - раствор оксидата; 2 - нейтрализован-
ный раствор оксидата

среды до 7-8. В опытах были использованы нефти месторождений
Мишкинское и Усинское.

Изменение pH в зависимости от содержания оксидата в дистилли-
рованной воде приведено на рис. 9.12, из которого видно, что чем
меньше содержание оксидата, тем лучша происходит его нейтрализа-
ция.

На рис. 9.13 приведены зависимости вязкости и плотности оксида-
та разного содержания в дистиллированной воде. Максимальные
значения исследуемых величин наблюдаются при содержании оксида-
та примерно 50 %.	,

Опыты показали, что с ростом содержания оксидата в растворе
межфазные натяжения нефтей и керосина на границе с раствором
оксидата снижаются согласно данным, приведенным в табл. 9.2 (мН/м).

Примерно в тех же диапазонах находятся изменения межфазного
330

Таблица 9.2

Данные овменении межфазных натяжений нефти ж керосина на границе
е раишрои оксвдзга в еавлсжмостя от содержании оксцдпа

Углеводород	Содержание оксидата, Я		
	0	| 50		100
Уеявгкая нефть	25	3,5	2,0
Мишхянская нефть	25	V	2,3
Керосин	25	7,0	3,5

натяжения нефтей и керосина на границе с нейтрализованным раство-
ром оксидата различного содержания (от 0 до 100%) (для справки
напомним, что межфазное натяжение на границе нефть-раствор ПАВ
типа неонол АФ9-12 (или ОП-Ю) при содержании 0,05 % составляет
2-6 мН/м). Длительность стабилизации межфазного натяжения зависит
от состава нефти и изменяется от 1 до 5 ч. Оксидат в пластовой воде
более поверхностно-активен, чем его нейтрализованные растворы. В
целом же снижение межфазного натяжения на границах фаз недоста-
точное и не оказывает заметного влияния на улучшение вытеснения
нефти в случае применения раствора оксидата или продуктов его
нейтрализации.

9.2.4.	Реологические свойства нефтяных эмульсий на основе продуктов
нейтрализации оксидата в пласте

В призабойной зоне скважины после ее обработки оксидатом
возможно эмульгирование нефти продуктами его нейтрализации.
Г.М. Касеновой были выполнены исследования свойств подобных
эмульсий. Использовались дегазированные нефти месторождений
Мншкинскоеи Усинское вязкостью соответственно 25,5 и 3800 мПа-с.

Показано (рис. 9.14), что при содержании нейтрализованного
оксидата до 30 % вязкость эмульсии увеличивается незначительно
(примерно в 2-3 раза по сравнению с вязкостью нефти). Однако при
дальнейшем увеличении насыщенности вязкость эмульсии на миш-
кинской нефти увеличивается в 20 раз. При этом вязкость эмульсии на
усинской нефти увеличивается незначительно - только в 3 раза, что
объясняется ее свойствами и составом.

Таким образом показана возможность образования в пористой
среде высоковязких эмульсий при обработке скважин растворами
оксидата. Это может привести к осложнениям при освоении скважины.
В связи с этим рекомендуется обработки скважни растворами окси-
дата проводить в коллекторах с пластовым давлением, допускающим
создание заметных депрессий для удаления продуктов нейтрализации
из пласта.

Рис. 9.14. Зависимости относительной вязкости
эмульсий ЦэЛ1ц ог содержания в них продуктов
нейтрализации 9 96-ного оксидом с.

Эмульсия на основе нефти месторождения: 1 —
Мишкинского;2 — Усинского

9.2.5.	Взаимодействие оксидата с породой пласта в реальных
пластовых условиях

В реальных пластовых условиях при взаимодействии оксидата с
карбонатной породой происходят сложные физико-химические процес-
сы. Исследованию этих вопросов посвящены работы М.П. Арушанова и
Г-Н. Касеновой.

Известно, что в процессе реакции оксидата с карбонатными поро-
дами происходит выпадение солей карбоновых кислот. Исследова-
ниями показано, что предельное соотношение оксидата и воды, при
котором соли карбоновых кислот находятся в истинном растворе,
составляет 1:6. В опытах Г.М. Касеновой и Ш.К. Гиматудинова приме-
нялся 9 %-ный раствор оксидата в воде, т.е. было гарантировано
невыпадение солей карбоновых кислот в осадок. Опыты по определе-
нию скорости нейтрализации 9 %-ного оксидата в дистиллированной
воде проводились в стаканчиках с размолотой естественной породой и
химически чистым карбонатом СаСОэ. Опыты показали, что в основ-
ном реакция происходит за первые 2 ч, хотя сам процесс еще продол-
жается в течение 24 ч и более. При исследованиях М.П. Арушанова,
332

пленных на естественном керновом материале, процесс вэаимо-
вия продолжался до 30 сут.

После обработок призабойных зон скважин растворами оксидата
обрабатываемую скважину необходимо выдерживать 2-4 сут.

Растворы оксидата в пластовой минерализованной воде обладают
хорошей растворяющей способностью. Содержание высокоминера-
лизованной воды слабо влияет на замедление скорости реакции
оксидата с карбонатной породой. Наибольший процент растворения
карбоната наблюдается при содержании оксидата в пластовой минера-
лизованной воде 40- 60 %.

Г.М. Касеновой выполнена серия опытов по определению измене-
ния проницаемости карбонатной породы при воздействии на нее
9 %-ными растворами оксидата в дистиллированной и высокоминера-
лизованной водах. Опыты проводились с породами различной степени
карбонатности и с различными значениями параметров коллекторов.
Оказалось, что при воздействии раствором оксидата в дистиллирован-
ной воде по серии из семи разных образцов известняка среднее увели-
чение проницаемости составило около 40 % По сравнению с начальным
значением до воздействия. Другая серия опытов состояла в воздейст-
вии на карбонатную породу раствором оксидата при содержании 25 и
50 %. Время реагирования породы с раствором составило в опытах 6 и
24 ч.

В первой серии выполнены опыты по определению изменения
проницаемости известняков с различными начальными значениями
проницаемости. В результате воздействия 50 %-ного раствора оксидата
в пластовой высокоминерализованной воде в течение 5 ч было отме-
чено относительно слабое увеличение проницаемости (около 15 %).

При воздействии 25 %-ным раствором оксидата в пластовой высо-
коминерализованной воде увеличение проницаемости известняков
составило в среднем 16 %. При воздействии 50 %-ным раствором окси-
дата в течение 27 ч увеличение проницаемости известняков составило
в среднем 35,4 %.

Отмечается ухудшение показателей применения реагента с пони-
жением абсолютного значения проницаемости.

Таким образом наибольшее увеличение проницаемости известня-
ков получается при воздействии 50 %-ным раствором оксидата в тече-
ние не меиее 24 ч.

9.2.6.	Результаты обработки призабойных зон скважин

Первые обработки призабойных зон растворами, содержащими
карбоновые кислоты, быни выполнены с применением отходов хими-
ческих производств - кислых стоков. Кислые стоки содержат различ-
ные кислоты - карбоновые (уксусная, муравьиная, пропионовая и

тл.), сульфокислоты, серную кислоту и т.д. Так, например, кислые
стоки Уфимского завода синтез-спирта, в основном, представляют
собой 15 %-ную уксусную кислоту. Отходы Уфимского завода
им. XXII съезда КПСС содержат 15 % карбоновых кислот (муравьиная,
уксусная, пропионовая, масляная). Отходы производства синтетичес-
ких жирных кислот Ново-Куйбышевского НПК и Московского НПЗ
представляют собой водный раствор низкомолекулярных карбоновых
кислот фракцийС1 - С4- Наместорождениях Азербайджана, Украины и
Башкирии эти кислые стоки были испытаны для увеличения продук-
тивности скиажин. Однозначно были получены положительные резуль-
таты. Увеличение дебитов скважин составило до 50 % с продолжитель-
ностью эффекта до 5 мес и более.

На карбонатных пластах месторождений Куйбышевской области
опытно-промышленные работы по обработке призабойных зон нагне-
тательных скважин отходами химических производств (содержание
органических кислот 26 и 52 %) также дали положительные результа-
ты. Приемистость обработанных скважин увеличивалась в несколько
раз. Вместе с тем отмечалось почти полное отсутствие эффекта от
обработки пластов с низкой карбонатностью.

Таким образом применение кисных стоков, содержащих карбоно-
вые кислоты, для воздействия на пласты, безусловно целесообразно.

Метод воздействия на пласт растворами оксидата был испытан на
семи скважинах Арланского месторождения. Обработки выполнялись
после многократных обработок этих скважин растворами соляной
кислоты и нефтекислотных эмульсий, причем последние обработки
были практически безуспешными. Были испытаны различные техноло-
гии применения оксидата. Наиболее эффективной оказалась комп-
лексная технология, состоящая в последовательной закачке раствора
оксидата с последующим продавливанием его смесью оксидата с соля-
ной кислотой. Эффект от обработок продолжался в среднем 11 мес и на
одну скважино-обработку в среднем составил 750 т нефти против 250 т
от ранее проиедениой солянокислотной обработки.

На месторождениях объединений „Гроэнефть” и „Дагнефть” было
выполнено 16 обработок раствором оксидата на 12 скважинах. Успеш-
ными оказались 69,2 %, тогда как эффективность обработок этих
скважин соляной кислотой и нефтекислотной эмульсией составила
всего 8,3 Й-

Весьма интересны результаты опытной обработки призабойной
зоны скв. 1075 Серафимовского месторождения методом внутриплас-
тового окисления легких углеводородов (оксидата). За счет обработки
дебит скважины увеличился на 560 %. Эффект длился 12 мес и соста-
вил 952,6 мэ нефти.

На Киенгопском месторождении в Удмуртии была обработана
скв. 409 оксидатом, полученным в результате внутрипластового

жидкофазного окисления легких углеводородов. После обработки
коэффициент продуктивности возрос в 3,17 раза, в основном за счет
увеличения охвата пласта. Был вовлечен в разработку нижний, ранее
не работавший пропласток продуктивной толщи. Добыто дополни-
тельно более 2 тыс. т нефти.

9.3.	МИКРОБИОЛОГИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

Методы увеличения нефтеотдачи с применением микроорганизмов
широко исследуются [15]. Их привлекательность связана, в первую
очередь, с простотой реализации, минимальной капиталоемкостью и
безопасностью для окружающей среды.

Вообще говоря, в области увеличения нефтеотдачи биотехнологи-
ческие процессы можно использовать в двух главных направлениях.
Во-первых, это производство на поверхности реагентов для закачки в
пласты по известным технологиям. К этому классу веществ относятся
биополимеры, диоксид углерода, некоторые ПАВ, растворители,
эмульгаторы и т.д. И, во-вторых, использование для улучшения
условий нефтевытеснения продуктов микробиологической жизне-
деятельности, получаемых непосредственно в нефтеносной толще.
Рассмотрим подробнее второе направление.

Известно, что встречающиеся в пластовых условиях и способные к
поддержанию там активной жизнедеятельности микроорганизмы
делятся на аэробные, для существования которых необходимо присут-
ствие растворенного кислорода, и анаэробные, для которых кислород
необязателен. И те, и другие, используя остаточную нефть в качестве
органического субстрата, продуцируют ряд веществ, полезных с точки
зрения увеличения отдачи пласта (углекислоту, метан, жирные кисло-
ты, спирты и другие растворители, биополимеры).

Кроме того,некоторые аэробы способны окислять нефть и таким
образом превращать сложные углеводороды, входящие в состав
нефти, в более простые. А некоторые органические вещества, образую-
щиеся в результате окисления, представляют собой пенообразователи,
дающие снижение межфазного натяжения на границе нефть-вода.
Наряду со снижением вязкости это способствует более полному
нефтевытеснению. Среди анаэробов следует особо отметить метано-
образующие бактерии, поскольку дополнительное количество метаяа
в пласте, в зависимости от условий, увеличивает запасы свободного
или растворенного в нефти газа (при этом снижаются ее вязкость и
плотность).

Понятно, что технология микробиологического воздействия
должна быть ориентирована на целенаправленную активизацию тех
микроорганизмов и в тех зонах пласта, которые могут дать наиболь-
ший эффект. Известны два принципиальных варианта такого воздейст-

вия. Это либо введение специально подобранной микрофлоры и
веществ для поддержания ее жизнедеятельности извне, либо актива-
ция микроорганизмов, уже существующих в недрах. В обоих вариан-
тах воздействие должно включать закачку в скважины пресной воды.
Дело в том, что общая численность бактерий и интенсивность процес-
сов, связанных с их жизнедеятельностью, в опресненных водах замет-
но выше, чем в минерализованных пластовых.

Наиболее интенсивно аэробные микробиологические процессы
протекают вблизи нагнетательных скважин. По мере удаления от
призабойных зон содержание кислорода в закачанной жидкости
быстро снижается, и реакции нефтеокисления сменяются анаэробными
процессами. Отмечено, что продукты аэробной деструкции нефтей, а
также добавки аммония и фосфатов в условиях пониженной минера-
лизации многократно активируют деятельность метанобраэуюших
бактерий.

В настоящее время различные аспекты проблемы воздействия на
нефтеносные пласты микроорганизмами находятся в стадии всесторон-
него изучения, и конкретных технологических рекомендаций пока не
имеется. В то же время высказываются некоторые общие соображения.
Так, на основании исследований, выполненных как в лабораторных
условиях, так и при проведении опытного микробиологического
воздействия в промысловых условиях, М.В. Ивановым и С-С. Беляе-
вым предложен следующий принципиальный подход к биотехнологии
увеличения нефтеотдачи. На первой стадии через нагнетательные
скважины в пласт вводятся микроорганизмы, причем закачивается
пресная специально аэрированная вода с добавками солей азота и
фосфора. Таким образом активируется аэробное окисление части
остаточной нефти в призабойной зоне. Поступающая затем в более
Удаленные зоны пласта жидкость оказывается обогащенной такими
продуктами, как диоксид углерода и водорастворимые органические
соединения, и практически не содержит растворенного кислорода. На
второй стадии воздействия активируются анаэробы, в частности,
мртаяобразующие, в „бескислородных” удаленных зонах. Таким
образом, увеличение нефтевытеснения достигается под комплексным
воздействием всего многообразия веществ, образовавшихся в резуль-
тате жизнедеятельности микроорганизмов, как введенных с поверх-
ности, так и присутствовавших в пласте первоначально.

9.4.	ВИБРОСЕЙСМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТЫ

Методы вибросейсмического воздействия на призабойные зоны
скважин известны уже более 20 лет, широко распространены и положи-
тельно зарекомендовали себя. В свою очередь, идея такого воздейст-
вия на нефтеносные горизонты в целом возникла вследствие отмечен-

ной специалистами взаимосвязи между землетрясениями и последую-
щим увеличением дебитов скважин на месторождениях, расположен-
ных вблизи их эпицентров. В последние годы благодаря созданию
мощных источников вибрации и теоретической разработке обнов
процессов локализации и накопления энергии в поепусмотоенных
точках стало возможным приступить к созданию технологий увеличе-
ния нефтеотдачи пластов, особенно истощенных в процессе разработки
традиционными методами. Механизм воздействия механических волн
на пластовые системы и технические средства для его реализации
изучаются отечественными и зарубежными авторами [6,33].

Известны следующие предпосылки улучшения процесса разработ-
ки залежей нефти при воздействии на них сейсмических или упругих
волн.

Один из основных эффектов, сопровождающих импульсное воз-
действие, - образование трещин в-породе-коллекторе. Отмечено, что
эффект тем выше, чем менее проиицаема порода, а значение проницае-
мости может возрастать на несколько порядков. Для этого необходимо
реализовать в пласте амплитуды давления импульса 15-20 МПа.

Прохождение сейсмических волн через насыщающую пласт жид-
кость может, при достаточной их амплитуде, приводить к многократ-
ному (даже в десятки раз) возрастанию скорости фильтрации. Это
связано с проявлением нескольких эффектов. Под воздействием
упругих колебаний разрушается структура вязкопластичных и вязко-
упругих жидкостей, и они приобретают ньютоновские свойства (вязко-
пластичность течения в низкопроницаемых коллекторах характерна
для большинства нефтей). Кроме того,экспериментально установлено,
что при достижении амплитуды давления выше напряжения сдвига
наблюдается разрушение структуры поверхностного слоя жидкости
вблизи стенок поровых каналов. Таким образом происходит одновре-
менно переход к ньютоновскому характеру течения, снижение эффек-
тивной вязкости нефти и увеличение эффективного сечения пор.
Имеются также данные о снижении при прохождении упругой волны
межфазного натяжения на границе нефть-вода. После прекращения
воздействия сейсмического поля свойства жидкости обратимо возра-
щаются в исходное состояние, причем это может происходить сразу
или в течение некоторого времени.

В заводненном нефтяном пласте вибросейсмическое воздействие
может, при условии существования свободной газовой фазы, значи-
тельно (на два-три порядка) ускорить процесс гравитационного разде-
ления нефти н воды. Пузырьки газа всегда прочно фиксируются на
стенках капель нефти, рассеянных в воде. В акустическом поле на
газовые пузырьки действуют радиационные акустические силы,
способствующие их более скорому всплыванию- Вследствие этого и
капли нефти испытывают действие дополнительной подъемной силы. В

результате, как показывают расчеты, гравитационное разделение
может происходить на два-три порядка быстрее, что делает реально
возможным искусственное переформирование залежей в обводненных
пластах с целью последующей добычи нефти из повышенной, прикро-
вельной части разреза- Исследователи отмечают высокую эффектив-
ность подобного процесса с точки зрения энергетических затрат на его
осуществление.

Имеющиеся технические средства позволяют осуществлять воз-
действие целенаправленно на определенные участки пласта, охваты-
вая весь его объем от призабойных зон скважин до наиболее удален-
ных от них зон. Это возможно при одновременном использовании
нескольких поверхностных и скважинных источников вибрации.
Существуют источники, основанные на различных принципах-созда-
ния вибрации и передачи ее земной толще.

Наиболее мощное вибровоздействие осуществляется при помощи
наземных виброплатформ, а также закачкой через скважины и подры-
вом в пласте жидких взрывчатых веществ. Виброплатформы бывают
двух основных типов: электрогидравлические и центробежные дисба-
лансные виброисточннки. Разработаны скважинные приспособления
для сжигания газообразных, жидких и твердых взрывчатых веществ и
горючеокислительных составов, позволяющие получать как одиноч-
ные импульсы, так и сернн импульсов давления. Известны и скважин-
ные вмброизлучатели длительного действия, главным образом меха-
нические, пневматические или гидравлические.

Известно, что поверхностные излучатели способны развивать
большую мощность, но их к.п.д. относительно невысок из-за потерь
энергии в толще, отделяющей продуктивные пласты от дневной
поверхности. Скважинные же устройства имеют ограниченную мощ-
ность. Группирование наземных и скважинных генераторов вибрации
позволяет фокусировать колебания и за счет интерференции осущест-
влять мощное воздействие в той или нной точке пласта. При этом
недостатки тех и других генераторов как бы устраняются, а преиму-
щества используются более полно, о чем свидетельствует имеющийся
мировой опыт.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Вопрос о доразработке нефтяных месторождений после заводне-
ния - важнейший, так как в заводненных пластах сосредоточены
большие запасы нефти. При среднем значении коэффициента нефте-
отдачи 42 % в пластах, вовлеченных в систему заводнения, остается
около 20-35 % и около 40 % запасов нефти вообще не вовлекается в
систему заводнения вследствие того, что вода не проникает в значи-
тельную часть объема пласта. Таким образом, когда мы говорим об
извлечении остаточных после заводнения запасов нефти, то мы имеем
в виду применение методов воздействия на обе составляющие коэффи-
циента нефтеотдачи: коэффициент вытеснения нефти в охваченной
части коллекторов и коэффициент охвата пласта воздействием. В
связи с этим в данной работе Приведено обоснование технологий,
направленных на улучшение обеих составляющих коэффициента
нефтеотдачи.

Для увеличения коэффициента вытеснения предусматривается
применение методов мицеллярно-полимерного заводнения, щелочно-
го заводнения, газового воздействия, закачки растворов ПАВ и кислот
и других агентов. Для увеличения коэффициента охвата пластов
воздействием заводнения предусматривается полимерное заводнение
с модификациями, системная технология воздействия на нефтяные
пласты, газоводяное воздействие, щелочное заводнение с осадкообра-
зованием и с гелеобразованием в пласте и др. Заметим, что эта класси-
фикация частично условная, поскольку первая группа технологий
также позволяет увеличить’ охват пластов заводнением, тогда как
применение второй группы технологий позволяет увеличить до неко-
торой степени коэффициент вытеснения нефти из пластов.

Основное препятствие широкому внедрению методов извлечения
остаточных после заводнения запасов нефти - слабое развитие целе-
вого производства химических продуктов и относительно высокая
себестоимость добычи дополнительной нефти за счет методов. Обычно
при применении технологий доизвлечения нефти себестоимость
добычи дополнительной нефти заметно выше себестоимости при завод-
нении. Это обстоятельство, особенно в условиях перехода на хозрас-
чет, выдвигает проблему повышения цены на дополнительно добытую
нефть или заставляет искать более дешевые технологии воздействия
на пласт.

Последнее предпочтительнее, и в этом направлении получены
первые обнадеживающие результаты. Так, например, была создана
системная технология воздействия на нефтяные пласты, позволяющая
увеличить нефтеотдачу пласта, интенсифицировать добычу нефти и
заметно ограничить добычу попутной воды за счет обработок приза-

бойных зон нагнетательных и добивающих скважин при соблюдении
определенных методических принципов. При этом эффективность
применения химических продуктов для добычи дополнительной
нефти может увеличиться в 10 раз и более, что и делает эту технолштао
конкурентоспособной по отношению к методу заводнения.

Анализ результатов промысловых испытаний и внедрений техно-
логий повышения нефтеотдачи пластов в СССР и за рубежом позволяет
сделать заключение о часто слабой эффективности этих технологий.
Получается, что применение этих технологий не гарантирует получе-
ния надежного технологического и экономического эффектов. В связи
с этим в данной работе приведена методология определения степени
риска при проведении опытных и промышленных работ с новыми
технологиями, обоснованы мероприятия, сиижаюпше степень риска
при внедрении новых технологий.

Важное место в проблеме доизвлечения остаточной после заводне-
ния нефти уделяется принципиально новым методам воздействия на
пласт: волновому, микробиологическому воздействию, применению
атомной энергии и др. Эти технологии находятся на стадии изучения и
промыслового испытания. В ближайшие годы будет обоснована об-
ласть наиболее эффективного их применения на месторождениях с
разными геолого-физическими данными.

В данной работе также сформулированы задачи и направления
дальнейшего испытания и создания новых технологий воздействия на
пласты.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.	Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.,
Недра, 1982.

2.	Амелин ИД., Гомзиков В.К., Давыдов А.В. Оценка технологических
показателей разработки залежей нефти по базовому варианту. — ОИ Нефтепромыс-
ловое дело- М-, изд. ВНИИОЭНГ, 1984.

3,	Анализ результатов испытаний метода мицеллярно-полимерного воздейст-
вия на Роматпкинском местсрождении/М-Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. За-
бродин и др. — Тр. ВНИИ, 1986, вып. 96, с. 131—145.

4.	Басниев К.С., Бедриковецкий П.Г. Многофазное вытеснение смешивающих-
ся жидкостей из пористых сред. - Итоги науки и техники ВИНИТИ, сер. Комплекс-
ные и специальные разделы механики, 1988, с. 81-162.

5.	Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Особенности проектирования
разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М., Иедра,
1976.

6.	Вахитов Г.Г., Симкин Э.М. Использование физических полей для извлече-
ния нефти нз пластов. М., Недра, 1985.

7.	Возможность вытеснения нефти мицеллярными системами на основе
неионогеяных ПАВ/А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин. А.М. Петраков, А.Ф- Корец-
кий. — Нефтяное хозяйство, 1984, № 5, с. 33—37.

8.	Волков В.А. Эффективность вытеснения остаточной нефти поверхностно-
активными полимерсодержащими составами. - Нефтяное хозяйство, 1988, № 6,
с. 27-30.

9.	Глазова В.М., Рыжик В.М. Применение двуокиси углерода для повышения
нефтеотдачи пластов за рубежом. — ОИ Нефтепромысловое дело. М., изд.
ВНИИОЭНГ, 1986.

10.	Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. М.,
Недра, 1981.

11.	Гуревич Г.Р., Брусиловский АЛ. Справочное пособие по расчету фазового
состояния и свойств газоконденсатных систем. М., Недра, 1985.

12.	Битов В.М., Зпзовскпй АЛ. Гидродинамика процессов повышения
нефтеотдачи. М., Недра, 1989.

13.	Забродин Д.И., Халимов Г.Э. Влияние технологии закачки на механизм
вытеснения нефти двуокисью углерода. — Нефтепромысловое дело и транспорт
нефти-1985, И° 5, с. 2-4.

14.	Зорин Е.З., Кормильцев Ю.В., Порман Ю.С. Выделение невыработанных
зон на поздней стадии разработки. — Нефтяное хозяйство, 1988, К° 2, с. 37—39.

15.	Иванов М.В., Беляев С.С. Биотехнология и повышение нефтеизвлечения. -
Нефтяное хозяйство, 1989, К* 10, с. 28-32.

16.	Извлечение нефти из карбонатных пластов/М.П. Сургучев, В.И. Колганов,
А.В. Гавура и др. М-, Недра, 1987.

17.	Исследование процесса вытеснения остаточной нефти с образованием в
пласте мицеллярной системы/Т.А. Бурдыиь, С.А. Жданов, А.Н. Коцонис и др. -
Нефтяное хозяйство, 1983, № 1, с. 17—20.

18.	Королев А.В. Моделирование фазовых равновесий многокомпонентных
систем с использованием уравнения состояиия/Гр. ВНИИ, 1984, выл. 87, с. 78-87.

19.	Леви Б.И. Математическое моделирование процесса щелочного заводне-
нкя/Тр. БашНИПИнефтъ, 1984, вып. 69, с. 119-130.

20.	Маркарова С.А., Меренкова Т.М. Применение химикатов в нефтедобы-
вающей промышленности капиталистических стран. ОИ Химическая промышлен-
ность за рубежом. М., изд- НИИТЭХИМ, 1988.

21.	Муркес М.Н. Расчет фазовых равновесий при численном решении задач
фильтрации многокомпонентных смесей в процессах разработки углеводородных
залежей/Тр. ВНИИ, 1983, вып. 91, с. 33-37.

22.	Об использовании модели Маскета-Мереса для описания трехфазной
фильтрации в процессах разработки нефтяных и газовых залежей/Р.М. Кац,
А.С. Кундин, В.А. Рождественский, Г.Ю. Шовкринский. Тр. ВНИИ, 1983, вып. 83, с.
95-162.

23.	Оганджанянц В.Г., Афанасьев Д.Е., Шербинова Т.Г. Характеристики
фильтрации водных растворов ПАА в низкопроницаемых коллектсрах/Тр. ВНИИ,
1986, вып. 96, с. 5—13.

24.	Опытно-промышленные эксперименты мицеллярно полимерного завод-
нения с цель® увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях США/М.И.
Сургучев, А.Т. Горбунов, В.А. Ыевцов, В.В. Сурина. — ОИ Нефтепромысловое
дело. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1983.

25.	Особенности процесса мицеллярно-полимерного заводнения ло промыс-
ловым данным/Д.П. Забродин, А.Т- Горбунов, И.Ф. Глумов и др. - Тр. ВНИИ, 1987,
вып. 99, с. 70-85.

26.	Оценка эффективности полимерного заводнения на Нсвохазинском
опытном участке/В.М. Санкин, И.Ф. Рахимкулов, Б.И. Леви и др. - Нефтяное
хозяйство, 1985, й° 3, с. 34-37.

27.	Применение карбонизированной воды дли увеличения нефтеотдачи/Г.А.
Бабалян, А.Б. Тумасян, В.Г. Пантелеев и др. М„ Недра, 1976.

28.	Применение полимеров в добыче нефти/Г-И. Григоращеккс, Ю.В. Зайцев,
В.В. Кукин и др. М., Недра, 1978.

29.	Применение углекислого газа в добыче нефти/В. Балинт, А. Бан, Ш. До-
летал и др. М.» Недра, 1977.

30.	Прогнозирование технологических показателей при применении физико-
химических методов увеличения нефтеотдачи/Е.А. Зискин, С.А. Мыхтарянц,
М.Л. Сургучев и др. М-, изд. ВНИИОЭНГ, 1982.

31.	Разработка нефтяных месторождений с использованием поверхностно-
активных веществ/Г.А. Бабалян, Б.И. Леви, А.Б. Тумасян и др. М., Недра, 1983.

32.	Рихтмаиер Р.. Мортон К. Разностные методы решения краевых задач. М.,
Мир, 1972.

33.	Симкин Э.М., Лопухов Г.П. Виброволвдвые и вмбросейсмические методы
воздействия на нефтяные пласты. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1989.

34.	Состояние работ по воздействию на призабойную зону пласта и перспек-
тивы их разнитня/В.П. Шалинов, П.М. Южанинов, В.И. Азаматов и др. - Нефтя-
ное хозяйстио, 1986. К0 6, с. 35—37.

35.	Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации
нефтяных месторождений. Проектирование раэработкиМК. Гиматудинов,
Ю.П. Борисов, МД. Розенберг и др. М.» Недра, 1983.

36.	Степанова Г.С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа. М.»
Недра, 1983.

37.	Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи
пластов. М., Недра, 1985.

38.	Сургучев М.В., Желтов Ю.В., Симкин ЭМ. Физико-химические микро-
процессы в нефтегазоносных пластах. М., Недра, 1984.

39.	Сургучев М.Л., Фурсов А.Я., Толдыкин К.С. Методика обоснования

требований к изученности параметров дли проектирования разработки месторож-
дений. - Нефтяное хозяйство, 1979, № 2, с. 23-28.

40.	Сучков Б.М., Ким М.Б., Васильев А.А. Повышение эффективности охвата
пласта заводнением. - Нефтяное хозяйство, 1988, К” 3, с. 37-40.

41.	Сучков Б.М. Причины снижения производительности скважин. — Нефтя-
ное хозяйство, 1988, № 5, с. 52—54.

42.	Тенденции в развитии методов повышения нефтеотдачи пластов/М.Л.
Сургучев, С.А. Жданов, Г.С. Малютина и др. - РНТС ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепро-
мысловое дело, 1988, № 7. с. 32-35.

43.	Технология повышения нефтеотдачи пластов/Э.М. Халимов, Б.И. Певи,
В.И. Дзюба и др. — М., Недра, 1984.

44.	Тумасян 4.Б., Пантелеев В.Г., Рубин Б.И. Технология применения двуоки-
си углерода для повышения нефтеотдачи пластов. — ОИ сер. Нефтепромысловое
дел©. М-, изд. ВНИИОЭНГ, 1983.

45.	Федин Л.М., Рейтенбах В.Г. Новые представления о зоне проникновения. -
Нефтяное хозяйство, 1988, К° 8, с. 28-33.

46.	Хозяйственный риск и методы его измерения/!’. Бачкаи, Д. Масена,
Д. Мико и др. — М., Экономика, 1979.

47.	Шакиров Х.Г., Леви Б.И. Влияние степени неоднородности слоистого
пласта на эффективность вытеснения нефти оторочками двуокиси углерода. -
РНТС ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1983, № 9, с. 10-11.

48.	Эффективность полимерного воздействия на Орлянском месторождении/
М.А. Швецов, В.В. Кукин, А.Н. Горбатова и др. — Нефтяное хозяйство, 1986, И’ 3,
с. 38-40

49.	AalundL.R. EOR projects decline, but СО2 pushes up production. — Oil and Gas
J., 1988, apr. 18, pp. 33-72.

50.	Anderson M.L. Application of risk analysis to enhanced recovery pilot testing
decisions. -J.P.T., 1979, N12, pp. 1525-1530.

51.	Chi U Ykoku. Decision analysis: How to make risk evaluations. Part I. - World
Oil, 1980, sept., pp. 71-81.

52.	Daily 3.3., Kochelek 3.T. Advanced EOR techniques raise profit potential. -
Petrol. Engin. International, 1986, apr., pp. 29-39.

53.	Farouq AH S.M., SellyR.3. Function caracteristics of EOR foam behavior covered
in laboratory investigation. — Oil and Gas J., 1985, febt. 3, pp. 57-63.

54.	4® European symposium on enhanced oil recovery. Proceedings. Hamburg,
Deutsche wissenschaftllche gesselschaft fur erdol, erdgas und kohle E.V., 1987, oct.
27-29.

55.	Hasiba НЛ., Wilson L.A., Martinelly 3.W. How to organize and plan enhanced
recovery efforts. - World Oil, 1977, Jan., pp. 91—95.

56.	Holm L.W. Evolution of the carbon dioxide flooding processes. SPE Califlrnia
regional meeting. Long Beach. — SPE, 1988, mar. 23-25, pp. 69-74.

57.	Leonard J. EOR set to make significant contribution. - Oil and Gas J., 1984, apr.

2, pp. 83-104.

58.	Leonard J. Increased rate of EOR frightens outlook. — Oil and Gas J., 1986,
apr. 2, pp. 71—101.

59.	Novosad Z., Costain T.G. Mechanisms of miscibility development in hydro-
carbon gas drives; new interpretation. SFE 62n^ annual technical conference and
exhibition held in Dallas. — SPE/DOE, 1987, sept. 27—30, pp. 195—204.

60.	Operators trim basic EOR research. — Oil and Gas J., 1986, febr. 10, p. 41.

61.	Raterman K.T., Kremesec Jr., Suffridge A. Evaluation of low concentration
surfactant flooding in the absence of mobility con trol agents. SPE/DOE sixth sympo-
sium on enhanced oil recovery held in Tulsa. - SPE/DOE, 1988, apr. 17-20, pp. 785-798.
20, pp. 785-798.

62.	The effect of several polymers on the phase behavior of micellar fluids/G.A. Po-
pe, K. Tsaur, R.S. Schechter, B. Wang. — Soc. Petrol. Eng. J., 1982, N 6, pp. 816-830.

63.	Votes de recherches en matiere de recuperation assistee du patrole par tensio-
actifs/M. Baviere, D. Defives, J. Labrid, L. Minssieux. — Revue de 1’IFP, 1987, vol. 42,
N 3, mai/juin, pp. 327—346.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение ......................................................... 3

I.	Состояние остаточных запасов нефти на заводненных месторождениях .. 6

1.1.	Показатели эффективности извлечения нефти из пластов при их
заводнении................................................... 6

1.2.	Достигаемые значения нефтеотдачи пластов в зависимости от
различных факторов.......................................... 11

1.3.	Достигаемые значения показателей эффективности заводнения
нефтяных залежей............................................ 14

1.4.	Вцды остаточных запасов нефти и ее свойства........... 18

1.5.	Силы, удерживающие остаточную нефть, и возможности их
преодоления................................................. 21

1.6.	Методы определения (изучения) остаточных запасов нефти. 25

2.	Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов ............. 30

2.1.	Классификация методов и факторы, определяющие их эффек-
тивность ................................................... 31

2.2.	Испытание методов увеличения нефтеотдачи пластов..... 33

2.3.	Потенциальная и реально возможная эффективность методов   50

2.4.	Принципы изучения и применения методов увеличения нефте-
отдачи пластов.............................................. 57

3.	Добыча остаточной нефти с использованием углеводородных газов,
диоксида углерода и азота ....................................... 61

3.1.	Общие сведения о применении газовых агентов при разработке
нефтяных месторождений...................................... 62

3.2.	Типы вытеснения нефти смешивающимися с ней агентами... 64

3.3.	Эффективность различных типов вытеснения нефти газом.. 68

3.4.	Влияние пластовых условий на процесс вытеснения нефти..69

3.5.	Способы определения давления смешивания.............. 71

3.6.	Сочетание газового воздействия на пласт с заводнением. 74

3.7.	Особенности применения диоксида углерода для повышения
нефтеотдачи пластов..........................................81

3.8.	Применение азота и дымовых газов для повышения нефтеотдачи
пластов......................................................102

3.9.	Способы регулирования подвижности газовых агентов в пористой
среде.......................................................104

3.10.	Техническое обеспечение газовых методов и осложняющие
проблемы....................................................107

3.11.	Условия эффективного применения газовых методов.......ИЗ

4.	Полимерное заводнение пластов................................117

4.1.	Механизм вытеснения нефти растворами полимеров........117

4.2.	Особенности вытеснения нефти из неоднородных пластов..120

4.3.	Сочетание полимерного заводнения с другими технологиями .... 123

4.4.	Применение биополимеров для полимерного заводнения....132