Вытеснение высоковязкой нефти различными теплоносителями

Вопрос выбора теплоносителей при проектировании теплового воздействия на пласт для конкретных геологических условий и нефтей имеет решающее значение.

В зависимости от выбранного способа воздействия на пласт, характеристики пласта и свойств насыщающих его жидкостей, технических условий будет определяться эффективность показателей процесса воздействия на пласт.

Для оценки эффективности вытеснения высоковязкой рефти месторождения Зыбза различными теплоносителями был проведен ряд исследований. Опыты проводились на насыпной модели пласта. Вытесняемой жидкостью служила нефть. Вытеснение нефти осуществляли горячей пластовой водой, паром и воздухом при температуре пласта, равной 200 °C. При вытеснении нефти водой давление в пласте поддерживалось равным 50 кгс/см², при вытеснении воздухом и паром — 10 кгс/см², т. е., ниже упругости пара воды при температуре опыта.

Для получения пара применялась дистиллированная вода, которую подавали в малогабаритный парогенератор, расположенный в термостатируемом кожухе вместе с моделью пласта. Таким образом, в модель пласта поступал непосредственно пар.

Подача жидкости в парогенератор, давление и температура пласта поддерживались постоянными (автоматически) при помощи установки, изготовленной на базе установки для исследования кернов (УИПК-IV). Опыты проводили при постоянной скорости вытеснения нефти, равной 0,0111 см³/с. Это осуществлялось путем отбора жидкости из пласта системой прессов. Отметим, что на количественные показатели в исследованиях влияли гравитационные силы. Несмотря на это, полученные данные позволяют судить о процессах, происходящих в пористой среде.

Таблица 2. — Результаты экспериментов по капиллярной пропитке:

Исследованиями было установлено, что капиллярная пропитка происходит как при низких, так и высоких температурах. Однако процесс этот значительно ускоряется с повышением температуры. Так, при температуре 100 °C из образца вытесняется 62% нефти, при температуре 150 °C — около 70%, а при температуре 200 °C — порядка 75% нефти. Повышение нефтеотдачи за счет капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенные образцы с ростом температуры объясняется существенным изменением поверхностных и смачивающих свойств системы нефть — вода — порода. Чтобы не впасть в заблуждение, отметим, что относительно высокие значения нефтеотдачи при капиллярном вытеснении даже при низких температурах и длительной пропитке получены на образцах с очень высокой проницаемостью (2,1 Д). В реальных условиях в пластах, представленных низко проницаемыми породами, капиллярные процессы при пластовых температурах будут значительно ослаблены.

Об этом свидетельствуют многочисленные промысловые эксперименты и полученные отрицательные результаты как длительного, так и периодического нагнетания холодной воды в пласт на ряде месторождений, в том числе и на Зыбзе. Количество прокачиваемого агента в опытах составляло четыре поровых объема. Связанная вода не моделировалась.

В процессе экспериментов постоянно отбирали добытую жидкость и замеряли ее объем, что позволяло оценивать текущий и конечный коэффициенты вытеснения до прорыва вытесняющего агента.

Изменение коэффициентов вытеснения нефти паром, горячей водой и воздухом в зависимости от объема нагнетания агентов показано на рис. 1. При построении кривых учитывали следующее: к объему вытесненной нефти прибавляли объем нефти, вытесненной за счет термического расширения.

Проведенные исследования показали, что для исследуемых газои нефтяной жидкостных смесей и условий опытов наилучшей вытесняющей способностью обладает водяной пар, затем горячая вода и воздух. При вытеснении нефти паром конечный коэффициент вытеснения составил 86,83%, водой — 78,31% и воздухом — 46,24%.

Такое различие в коэффициентах вытеснения объясняется особенностями механизма вытеснения нефти паром, водой и воздухом. Известны более высокие коэффициенты вытеснения паром. При температуре пара 200 °C нефтеотдача составила 94%. Различие между данными объясняется тем, что в проведенных опытах использовали пористую среду более высокой проницаемости (12−13 Д), а вытесняемая нефть была более легкой (плотность 0,926 г/см³) и менее вязкой (вязкость 230 сП) при атмосферных условиях.

Рассматривая механизм нефтеотдачи пласта при вытеснении относительно легкой нефти паром, ряд авторов приходят к выводу, что увеличение нефтеотдачи происходит главным образом за счет испарения низкокипящих фракций нефти и механического вытеснения нефти паром (газовой фазой). Если испарение низкокипящих фракций играет определенную роль в механизме нефтеотдачи пласта для месторождений с легкими нефтями, то в механизме нефтеотдачи месторождений с аномальными нефтями указанный фактор почти или совсем не проявляется.

Проведенная разгонка тяжелой нефти месторождения Зыбза показала, что температура начала кипения нефти составила 268 °C, т. е., была значительно выше температуры опыта. При температуре 280 °C отгоняется всего 2,5% легкокипящих фракций нефти. Следовательно, для такой нефти и температуры опыта, равной 200 °C и даже несколько выше, продукты дистилляции не могут играть заметной роли в механизме вытеснения и повышения нефтеотдачи пласта.

Ввиду того, что в реальных условиях оптимальная температура прогретой зоны пласта на месторождении Зыбза достигает 150 °C и редко 200 °C, фактом вытеснения нефти из пласта за счет образования легких фракций можно полностью пренебречь.

Превышение нефтеотдачи пласта при вытеснении паром, по сравнению с горячей водой, объясняется низкими значениями капиллярных сил и относительно высокой способностью смачивать поверхность пористой среды. Это способствует проникновению пара в самые мелкие поры пласта и вытеснению из них нефти, т. е., при воздействии на нефтяной пласт паром значительно большее число пор пласта участвует в процессе фильтрации, чем при вытеснении водой.

При воздействии на пласт паром фронт вытеснения более стабилизированный, что подтверждается высокими значениями коэффициентов вытеснения до прорыва вытесняющего агента.

Известно, что при вытеснении нефти холодной водой механизм его определяется в основном поверхностно-молекулярными и капиллярными процессами, происходящими в пласте, которые в свою очередь зависят от свойств нефти, пластовой воды и коллектора. Вследствие неоднородности размеров перовых каналов и неблагоприятного соотношения вязкостей нефти и воды последняя двигается с опережением, создавая позади водонефтяного контакта зоны различной водонасыщенности.

При воздействии на пласт горячей водой за счет высоких скоростей капиллярной пропитки происходит опережение основного фронта вытеснения, в результате чего впереди его создается зона двухфазной смеси. Все эти явления снижают фазовую проницаемость для нефти в области водонефтяного контакта, создают дополнительные капиллярные сопротивления фронту вытеснения и несколько снижают эффективность вытеснения по сравнению с паром.