Технологии воздействия на МСП физико-химическими методами

Поскольку речь в данном случае идет о МСП, т.е. зоне пласта находящейся на относительно большом удалении от объекта эксплуатации, т.е. скважины (до 50-100 м и более), то применяемые технологии воздействия должны обладать соответствующим дальнодействием.

Очевидно, что условие дальнодействия не осуществимо при применении теплового и ультразвукового поля в связи с их интенсивном ослаблением в ближней к скважине зоне пласта (в пределах 0,5-1,5 м).

Что, касается соляно-кислотного воздействия, то его дальнодействие также не отличается большой глубинностью и при самых благоприятных условиях (наличии в пласте развитых зон трещиноватости) может достигать 2,5-3,0 м.

Таким образом, для воздействия на МСП надо применять технологии интенсификации отличающиеся по своим возможностям от традиционных.

Однако, прежде чем остановить свой выбор на той или иной технологии, необходимо ясно представлять с какой целью она может применяться, особенно при добыче трудно-извлекаемых запасов (ТИЗ) находящихся в МСП.

Если нам необходимо увеличить коэффициент вытеснения (), то очевидно надо применять вытесняющие агенты, обладающие повышенными отмывающими свойствами. Поскольку нефть и вода обладают антагонистическими свойствами определяемыми в первую очередь гидрофобностью и гидрофильностью, то обеспечить эффективное вытеснение (отмывание) нефти из пор горной породы можно только за счет снижения энергии поверхностного натяжения на границе этих двух фаз, что достигается, например, за счет применения ПАВ [64].

Однако если нефть, формирующая ТИЗ обладает аномальной вязкостью, то обеспечить высокий КИН только за счет добавления ПАВ в нагнетаемую воду врядли удастся. В этом случае в первую очередь необходимо понизить вязкость защемленной в коллекторе нефти до приемлемого уровня.

Самым простым и относительно дешевым способом снижения вязкости нефти является повышение ее газового фактора, т.е. количества газа растворенного в одной тонне нефти.

Достигается подобный результат путем применения различных приемов газификации, к которым в первую очередь относятся следующие способы, а именно:

- нагнетание углеводородного газа в пласт через нагнетательный фонд – так называемое газовое воздействие (ГВ);

- нагнетание в пласт воды обогащенной углеводородным газом – так называемое водогазовое воздействие (ВГВ) [65];

- нагнетание в пласт воды с растворенным в ней концентратом анаэробных бактерий, которые усваивают нефть и выделяют углеводородный газ, как продукт их жизнедеятельность [66].

Очевидно, что процесс газификации нефти находящейся в поровом пространстве коллектора должен быть контролируемым, поскольку с превышением газовым фактором некоторого предельного значения, определяемого совокупностью геолого-физических, гидродинамических и петрофизических факторов, возможно проявление негативных процессов, приводящих к ухудшению ФЕС коллектора и ПЗП за счет интенсивного отложения в них солей гидратов.

В случае, если технолог-разработчик ставит перед собой задачу повышения КИН за счет увеличения коэффициента охвата (), то в этом случае необходимо отдавать предпочтение технологиям воздействия обеспечивающим восстановление непрерывности (сплошности) границы водо-нефтяного раздела как по площади, так и по разрезу.

Известно [67], что в силу природной анизотропии гидропроводности коллекторов часто происходит неконтролируемый прорыв нагнетаемой в пласт воды к забоям эксплуатационных скважин с последующим лавинообразным обводнением добываемой продукции.

При этом, начиная с момента прорыва, происходит резкое падение давления вытеснения по всей границе водонефтераздела и, соответственно, происходит значительное снижение КИН, приводящее к интенсивному формированию ТИЗ в МСП.

Чтобы восстановить эффективный режим вытеснения нефти необходимо обеспечить непрерывность границы водонефтераздела, т.е. создать условия для увеличения до его первоначальной величины.

В настоящее время успешно апробированы и широко применяются технологии регулирования филтрационных потоков в продуктивных пластах основанные на блокировании участков прорыва нагнетаемой воды с целью восстановления непрерывности фронта вытеснения (границы водо-нефтераздела) [68].

Роль водоблокирующих агентов выполняют различные водоизолирующие композиции, которые обладают свойством образовывать в промытых водой участках пласта высоковязкие гелеобразные структуры, выполняющие роль искусственных тампонов восстанавливающих непрерывность фронта вытеснения нефти.

В последние годы был установлен еще один механизм образования ТИЗ в МСП, который основан на «защемлении» нефти в флюидопроводящих каналах продуктивного коллектора.

Процесс защемления нефти в этом случае обусловлен протеканием в горной породе геодинамических процессов естественного и техногенного происхождения.

Первопричиной таких процессов с одной стороны является наличие в пласте трещинно-блоковой структуры. Причем блоки горной породы имеют как правило межзерновую пористость пустотного пространства, которая является основным резервуаром аккумулирующим нефть, а межблоковые трещины являются флюидопроводящими каналами, по которым многофазный пластовый флюид движется к забоям добывающих скважин [69].

С другой стороны, в связи с постепенным падением пластового давления из-за постоянного протекания процесса выработки коллекторов, флюидопроводящие каналы-трещины под действием горного давления постепенно смыкаются, что приводит к защемлению нефти в блоках горной породы и таким образом ведет к образованию ТИЗ.

Исследованиями установлено [70], что смыкание флюидопроводящих каналов (межблоковых трещин) имеет необратимый характер: попытка восстановить их первоначальную раскрытость за счет мероприятий направленных на повышение пластового давления, как правило, не дает ожидаемого эффекта. При этом каждый цикл сужения трещин из-за очередного падения пластового давления в конечном счете приводит к их полному смыканию, что неизбежно приводит к монолитизации горной породы и, как следствие этого - к росту в ней внутренних напряжений.

Релаксация (разрядка) внутренних напряжений происходит в момент, когда они либо достигают предела механической прочности горной породы, либо она может быть инициирована внешними воздействиями естественного либо техногенного происхождения в роли которых могут выступать естественные геодинамические процессы, либо искусственно вызванные в массиве горной породы интенсивные периодические, либо апериодические колебания [71].

Процессы релаксации напряжений в горной породе приводят, как правило, к ее разрушению и образованию в ней флюидопроводящих трещин вторичного характера, благодаря которым восстанавливается гидропроводность горной породы практически до первоначального уровня [72].

Поскольку внутренние напряжения горной породы концентрируются в основном на локальных участках месторождения приуроченных, как правило, к зонам флексур или переклиналей [73], то и образование вторичных флюидопроводящих трещин происходит именно на этих участках месторождения.

Таким образом, на основании вышеуказанного можно сделать вывод о том, что инициирование вторичных флюидопроводящих каналов возможно в основном только на ограниченных по площади участках месторождения, что предъявляет к технологии их инициирования определенные требования.

В частности, исследованиями было установлено, что выбор участка инициирования (воздействия) желательно выбирать в районе флексур или переклиналей [71].

В последние годы получили широкое распространение различные виды инициирования вторичных трещин, основанные на технологиях вибро-сейсмического (ВСВ), виброударного (ВУВ) и дилатационно-волнового воздействия (ДВВ) [75].

Общим для этих технологий является выбор «активирующей» скважины на месторождении, желательно с расположенными по соседству «реагирующими» скважинами, в которых продуктивность снизилась ниже рентабельного уровня.

Эффект от генерации вибрационного воздействия через активирующую скважину начинает проявляться на реагирующих не сразу, а спустя некоторое время ожидания (до 20-30 дней). Продолжительность эффекта на реагирующих скважинах (прирост добычи) может составлять в благоприятных случаях до 6-9 месяцев.

Затем, весь цикл обработки массива горной породы вибрационным воздействием должен повторяться.