Механизм паротеплового воздействия

Закачка пара в нефтяной пласт сопровож­дается совокупностью различных внутрипластовых процессов, позволяющих снижать вяз­кость нефти, увеличивать коэффициенты охва­та и вытеснения и повышать нефтеотдачу плас­та, снижая сроки разработки объекта.

При паротепловом воздействии на пласт об­разуются три характерные зоны: зона вытесне­ния нефти паром, зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических условиях, и зона, не охва­ченная тепловым воздействием, где происходит вытеснение нефти водой пластовой температу­ры. Увеличение нефтеотдачи пласта при закач­ке в него теплоносителя достигается за счет сни­жения вязкости нефти под воздействием тепла, что способствует улучшению охвата пласта воз­действием, а также за счет расширения нефти, перегонки ее с паром и экстрагирования раство­рителем, что повышает коэффициент вытесне­ния. В процессе закачки пара нефть в зависимо­сти от состава может расширяться на 10—20%, создавая дополнительную энергию для вытесне­ния пластовых жидкостей. При вытеснении легкоиспаряющейся нефти высокотемпературным паром более легкие фракции конденсируются, образуя впереди паровой зоны вал растворите­ля или смешивающийся вал. Увеличению нефтеотдачи могут способствовать и другие факто­ры, такие, как эффекты газонапорного режима, а также возможные изменения относительных проницаемостей и подвижностей.

В зоне пара основными механизмами явля­ются вытеснение паром и гравитационное раз­деление. В зоне горячего конденсата (горячая вода) имеют место снижение вязкости, изме­нение проницаемости под действием тепла, тепловое расширение и внутрипластовое вы­теснение растворителем. При термическом воздействии увеличению нефтеотдачи могут способствовать и такие факторы, как эффект газонапорного режима и изменение подвиж-ностей.

Высоковязкие нефти обычно очень чувстви­тельны к изменению температуры, поэтому рост температуры продуктивных пластов путем на­гнетания в них горячего агента является логи­чески оправданным методом увеличения неф­теотдачи пластов, содержащих нефти повышен­ной вязкости. В этом случае динамический фак­тор, который действует при нагнетании в пласт обычных рабочих агентов, дополняется темпе-ратурным.

В качестве рабочего агента применяется преимущественно водяной пар (реже горячая вода). Они характеризуются высокой удельной теплоемкостью и хорошими нефтевытесняющи-ми способностями.

Механизм извлечения нефти из пласта при нагнетании в него горячего рабочего агента ос­новывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате по­вышения температуры. С повышением темпе­ратуры вязкость нефти, плотность ее и меж­фазное отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу.

Нефтяной пласт в процессе закачки пара нагревается в первую очередь за счет исполь­зования скрытой теплоты парообразования. При этом пар, распространяясь по поровому про­странству, конденсируется. Дальнейший нагрев пласта осуществляется за счет использования теплоты горячего конденсата, в результате чего последний охлаждается до начальной темпера­туры пласта.

При вытеснении нефти паром имеет место улучшение испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления, которое связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе паровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя отороч­ку растворителя, которая обеспечивает допол­нительное увеличение нефтеотдачи. При тем­пературе 375° С и атмосферном давлении мо­жет дистиллироваться (перегоняться) до 10% нефти плотностью 934 кг/м³.

С увеличением температуры резко снижа­ется вязкость нефти, особенно в интервале 20— 80" С. Так как дебит нефти обратно пропорци-V

онален ее вязкости, то производительность скважин может быть увеличена в 10—30 раз и более.

С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также благоприятствует повышению нефтеотдачи. Остаточная же нефтенасыщен-ность уменьшается более резко для тяжелых нефтей, особенно при температурах до 150° С (рис. 41).

Снижение вязкости нефти при ее подогре­ве ведет к увеличению коэффициента подвиж­ности нефти, что оказывает существенное вли­яние на коэффциент охвата пласта вытесняю­щим агентом как по толщине, так и по площади пласта.

На рис. 42 приведены кривые зависимости объемного коэффициента охвата пласта вытес­няющим агентом от температуры для тяжелой и легкой нефтей. И в данном случае коэффици­ент охвата увеличивается интенсивней при бо­лее тяжелой нефти.

Эффективность процесса вытеснения нефти теплоносителями зависит от термодинамичес­ких условий пласта, свойств пластовых жидко­стей, пористой среды, применяемой технологии и других факторов и может изменяться в ши­роких пределах.

На механизм вытеснения жидкости суще­ственно влияют поверхностные свойства сис­темы нефть — вода — порода. С повышением температуры уменьшается толщина адсорбци­онного слоя поверхностно-активных молекул нефти на поверхности поровых каналов, в ре­зультате чего проницаемость пласта для нефти увеличивается [14].

Для примера рассмотрим нефть месторож­дения Зыбза-Глубокий Яр (пл. Зыбза). По со­держанию органических кислот она относится к высокоактивной и содержит 3,78% органичес­ких кислот и других соединений, способных омыляться щелочью. Поверхностное натяжение нефти на границе с пластовой водой при тем­пературе 20° С равно 0,00605 Н/м. С увеличе­нием температуры эта величина изменяется следующим образом: при 40° С — 0,00403 Н/м; при 60° С — 0,00234 Н/м.

Результаты опытных работ по капиллярно­му вытеснению нефти пластовой водой, про­веденные на естественных образцах диамет­ром 36 мм и высотой 20 мм с проницаемостью 2,1 мкм² и пористостью 30%, приведены в табл. 17. В проводимых опытах время пропитки об­разца составляло 1 сут.

Таблица 17