Физические основы ограничения притока вод

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД

Показаны факторы преждевременного обводнения продуктивных пластов и скважин при заводнении многопластовых нефтяных месторождений. Рассмотрены методы ограничения движения воды в пористой среде. Изложены физико-химические основы применения водоизолирующих материалов в нефтеводонасыщенных пластах.
Анализ результатов разобщения пластов в процессе строительства и ремонта скважин показывает возможность более качественного решения многих вопросов в процессе строительства скважин с меньшими затратами, чем при КРС. К ним, в частности, относятся: отключение водоносных и заводненных пластов, предварительная изоляция подошвенных вод, повышения эффективности эксплуатации скважин и ремонтных работ.
При этом необходимо учесть, что геофизические исследования по оценке водонефтяного контакта, расчленению водоносных и нефтеносных коллекторов в разрезе более результативны в процессе строительства скважин. К тому же, техническая оснащенность и механизация, условия труда в буровых бригадах лучше, чем в бригадах КРС.
Строительство более качественных скважин, с новыми конструктивными и функциональными элементами, обеспечивающими ресурсосберегающие технологические решения, как в процессе строительства, так и эксплуатации скважин является актуальной проблемой эффективной разработки нефтяных и газовых месторождений.
Важность этих проблем еще больше усиливается в перспективе из-за постепенного увеличения доли трудноизвлекаемых запасов нефти, непрерывного ухудшения структуры запасов на действующих и неблагоприятной характеристики их на вновь открываемых месторождениях, выработка запасов которых потребует массового применения химических, тепловых и других методов интенсификации.

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
Увеличение степени извлечения нефти из недр в настоящее и ближайшее десятилетия является одной из главных проблем энергообеспечения. Эффективность известных методов извлечения нефти обеспечивает конечный коэффициент нефтеотдачи в пределах 0,25 -0,45, что явно недостаточно для увеличения ресурсов нефти. Остаточные запасы или не извлекаемые существующими промышленно освоенными методами разработки достигают примерно 55 - 75 % от первоначальных геологических запасов нефти в недрах и представляют собой большой резерв увеличения извлекаемых ресурсов с применением методов повышения нефтеотдачи пластов. В связи с этим повышение степени извлечения нефти из недр разрабатываемых месторождений за счет прогрессивных методов воздействия на пласты является важной народнохозяйственной задачей.
Ввиду недостаточности нефтеотмывающих свойств закачиваемой воды, как основного средства нефтевытеснения, в 1960 -1980 гг. большое внимание в нашей стране и за рубежом было уделено повышению эффективности существующих и созданию новых методов повышения нефтеотдачи, основывающихся главным образом на увеличении коэффициента вытеснения. В этом направлении были достигнуты определенные успехи, на что указывает создание в этот период множества физико-химических методов, основанных на применении ПАВ, кислот, щелочей и растворителей.
При этом коэффициент охвата пластов воздействием остается низким, что во многом определяет недостаточно высокий коэффициент нефтеотдачи пластов.
Охват объема пласта воздействием во многом зависит от особенностей геологического строения залежей, неоднородности коллекторских свойств пород пласта, физико-химических свойств насыщающих жидкостей и эффективности системы разработки нефтяных месторождений. Из них наиболее существенное влияние оказывает проницаемостная неоднородность. Основные методы воздействия на продуктивные пласты, направленные на повышение текущей и конечной нефтеотдачи, базируются на искусственном заводнении коллекторов и осуществляются путем реализации различных способов площадного, заколонного, внутриконтурного и других систем заводнения. Наибольшему увеличению охвата пластов воздействием способствуют: избирательное заводнение, позволяющее рационально использовать энергию закачиваемой воды; очаговое, циклическое заводнение; применение повышенных давлений на линии нагнетания, а также выбор оптимальной сетки скважин.
Как показал опыт разработки нефтяных месторождений, прорыв закачиваемых вод по пластам приводит к преждевременному обводнению скважин до 80 - 90 %, при которой эффективность гидродинамических методов резко снижается, хотя суммарный отбор нефти не превышает 40 - 50 % извлекаемых запасов нефти.
В этих условиях не эффективны известные физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов с применением ПАВ, кислот, щелочей, растворителей и полимеров.
Объективной необходимостью для увеличения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым зонам коллектора и поступления его в скважины. Это приводит к перераспределению энергии закачиваемой воды в пласте и извлечению нефти из невыработанных зон, обеспечивая тем самым регулирование заводнением и повышение конечной нефтеотдачи.
На поздней стадии разработки месторождения с обширными промытыми водой зонами методы ограничения движения вод в них являются одним из основных средств регулирования заводнением и повышения нефтеотдачи пласта.
В нефтепромысловой практике методы ограничения притока вод в добывающих скважинах применяются с самого начала эксплуатации залежей. Однако эффективность их вследствие отсутствия необходимого ассортимента химреагентов оставалась сравнительно низкой, а область применения ограничивалась обработкой призабойной зоны пласта. В основном, они рассматривались как одно из средств повышения коэффициента эксплуатации скважин.
Недостаточная изученность механизма их воздействия на продуктивные пласты в 1960 - 1970 гг. препятствовала целенаправленному применению технологий ограничения движения вод в пластах для повышения эффективности методов заводнения и конечной нефтеотдачи. В этот период в научных периодических изданиях были опубликован ряд работ, в которых высказывались сомнения в целесообразности использования водоизолирующих материалов в системе разработки месторождений и возможности избирательного воздействия на пласт.
Широкое внедрение ремонтно-изоляционных работ (РИР) на месторождениях страны в 1970 - 1980 гг. показало, что геолого-технические мероприятия с применением РИР являются эффективным средством извлечения нефти из обводненных пластов на различных стадиях эксплуатации месторождений нефти.
Обоснована концепция о роли водоизоляционных работ, основанных на увеличении фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтенасыщенного коллектора, как средства регулирования заводнением и повышения конечной нефтеотдачи пластов. Значительное место в работе занимают исследование физико-химических процессов взаимодействия закачиваемых химреагентов с породами и пластовыми жидкостями, изучение закономерностей изменения фильтрационного сопротивления обводненных зон коллекторов и прироста добычи нефти.

РАЗРАБОТКА МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Разработка многопластовых нефтяных месторождений заводнением осуществляется путем выделения эксплуатационных объектов, разбуриваемых самостоятельной сеткой скважин, включающих один или несколько пластов, имеющих достаточные запасы нефти. В реальных условиях в составе объекта разработки оказываются неоднородные по геологическому строению, коллекторским свойствам и продуктивной характеристике пласты, что приводит к ухудшению условий выработки части коллектора, имеющей низкую проницаемость, к неравномерному их заводнению, к снижению коэффициента охвата объекта воздействием, отбору больших объемов закачиваемой воды и в конечном счете к ухудшению технико-экономических показателей разработки.
Основные методы воздействия на продуктивные пласты, направленные на увеличение текущей и конечной нефтеотдачи, основываются на искусственном заводнении коллекторов и осуществляются путем реализации различных способов заводнения, таких как площадной, законтурный, внутриконтурный. Поддержание пластового давления совместно-раздельной закачкой воды при дифференцированном давлении используется для интенсификации разработки месторождений в начальных стадиях и как вторичный метод разработки после извлечения значительных запасов нефти. В условиях послойной и зональной неоднородности пластов одним из путей интенсификации добычи нефти является очагово-избирательное заводнение, позволяющее наиболее рационально использовать энергию закачиваемой воды и более полно учитывать характер неоднородности строения объекта разработки. Основная особенность указанной системы состоит в том, что в качестве нагнетательных выбираются скважины с лучшими продуктивными характеристиками и хорошей гидродинамической связью с окружающими скважинами. Они должны располагаться рассредоточенно по площади и окружены добывающими скважинами для снижения эффекта интерференции. Широкие промышленные испытания и внедрение избирательного заводнения показали его достаточную эффективность: наряду с интенсификацией добычи нефти оно способствует увеличению нефтеотдачи пластов/
Более совершенной системой является очаговое заводнение, основанное на поддержании пластового давления, которое осуществляется на отдельных участках нефтяного месторождения путем нагнетания воды в скважины, переведенные из добывающего фонда или дополнительно пробуренные для этой цели. Наряду с другими очевидными преимуществами метода очаговое заводнение позволяет избирательно изменять направление потоков и градиента давления на фронте вытеснения нефти водой и отбора жидкостей с целью вытеснения нефти из менее проницаемых зон пласта. Результаты промышленных испытаний очагового заводнения с одновременным повышением давления нагнетания на Ромашкинском, Ново-Елховском месторождениях Республики Татарстан показали, что в условиях зональной и послойной неоднородности, а также прерывистости продуктивных пластов этот метод позволяет значительно увеличить коэффициент нефтеотдачи за счет увеличения охвата пластов воздействием, являясь эффективным средством вовлечения в активную разработку относительно малопродуктивных коллекторов.
История разработки нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири и других районов показала, что главная особенность, характерная для всех методов заводнения, заключается в неравномерности распределения воды в коллекторе: обводняются пласты с лучшими фильтрационными характеристиками, при этом невыработанными остаются отдельные менее проницаемые пласты и пропластки. Неравномерность процесса заводнения и неполная выработка запасов объясняются исключительной сложностью геологического строения продуктивных пластов, трудностью регулирования процесса вытеснения нефти водой из залежей, а также отсутствием радикальных методов ограничения отбора воды из скважин, эксплуатирующих частично обводненные пласты. Как показали исследования глубинными потокомерами, на второй стадии разработки Ромашкинского месторождения средняя работающая толщина в 226 скважинах составила 50 % от перфорированной части коллекторов , при этом охват песчаников пластов изменяется в пределах 48 - 83 %, алевролитов - от 28 до 60 %.
На основании обобщения результатов теоретических и экспериментальных исследований можно разделить способы повышения эффективности методов заводнения на две большие группы: одна основывается на применении тепловых, химических и газовых агентов, другая - на совершенствовании технологии и системы заводнения. Рассматривая вопросы совершенствования технологии, отмечает, что при стационарном режиме образуется система постоянных трубок тока, определяющих охват пласта воздействием. Для вовлечения в работу новых систем трубок тока необходимо изменить гидродинамический режим фильтрации. Решить эту задачу можно с помощью методов регулирования разработки заводнением, основными из которых по вышеприведенной классификации являются:
применение повышенных давлений на линии нагнетания;
изменение направления фильтрационных потоков;
циклическое воздействие на пласт;
режим эксплуатации скважин;
выделение объектов разработки по коллекторским свойствам;
выбор сетки скважин и порядок разбуривания.
Перечисленные принципы регулирования широко применяются в системе разработки нефтяных месторождений.
Результаты применения повышенных давлений на линии нагнетания, близких к горным, на Бавлинском месторождении, Абдрахмановской и других площадях Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений показали, что с увеличением депрессии на пласт происходит увеличение работающей толщины и коэффициента гидропроводности пласта за счет ослабления структурно-механических свойств нефти в малопроницаемых пропластках. Среднее увеличение работающей толщины пласта при росте давления с 11 до 15 МПа составило 22,1 % . Перевод на повышенное давление закачки воды позволил довести суммарный прирост добычи нефти по Ромашкинскому месторождению на начало 1980 г. до 160-106 т. При этом выявлены следующие особенности применения этого метода: при повышении давления нагнетания до 0,8 - 0,9 горного (23 - 25 МПа) происходит вовлечение в работу менее продуктивных пропластков, однако пласты с проницаемостью менее 0,3 мкм2 на Ромашкинском месторождении при этом не включаются в активную разработку ;
с повышением давления нагнетания выше горного коэффициент охвата по толщине пласта увеличивается незначительно или остается на постоянном уровне при более интенсивном обводнении добываемой продукции;
с увеличением толщины заводняемого пласта коэффициент охвата уменьшается, так как с повышением давления поглощение воды увеличивается, главным образом, за счет роста приемистости интервалов с лучшими коллекторскими свойствами;
ограничивающим фактором повышения давления является разрыв пласта, приводящий к образованию трещин и ухудшению условий для вытеснения нефти закачиваемой водой.
Улучшение вытеснения нефти с высокой вязкостью (100 - 300 мПа-с) только за счет повышения давления сопряжено с большими трудностями, в пласте с проницаемостью 0,308 мкм2 необходимо создать давление 30 МПа/м, чтобы коэффициент нефтеотдачи был равен 0,5. Этим можно объяснить наиболее контрастное проявление фактора давления нагнетания на обводненных месторождениях с высоковязкой нефтью. На Ново-Хазинском и Арланском месторождениях, при текущей нефтеотдаче 10 - 17 % содержание воды в добываемой продукции составило 68 - 72 %, что указывает на небольшой охват объекта разработки нефтевытеснением. Данная особенность заводнения характерна для большинства месторождений с неоднородными пластами. В юрских отложениях месторождения Узень в горизонтах XIII-XVIII с толщиной пластов от 31 до 61 м при обводнении 93 % фонда добывающих скважин нефтеотдача составила всего 9 %, а на Самотлорском месторождении по основному пласту БВ8 коэффициент охвата заводнением при обводненности добываемой продукции 65 - 70 % составляет всего 0,21. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений низкая эффективность применения повышенных давлений нагнетания воды связана с образованием высокопроницаемых промытых зон, по которым фильтруется основная масса воды, не оказывая положительного влияния на выработку малопроницаемых нефтесодержащих пропластков.
Применение высоких давлений на линии нагнетания не позволяет решить задачу полного охвата неоднородных пластов заводнением вследствие преимущественного движения нефтевытесняющего агента (воды) по высокопроницаемым интервалам коллектора.
Неполный охват обводненного пласта воздействием полностью не устраняется и при таких методах регулирования, как изменение направления потоков или циклическое заводнение, хотя применение их приводит к увеличению отборов нефти на второй и третьей стадиях разработки. Показано, что на Ромашкинском и Самотлорском месторождениях применение циклического заводнения в 1974 -1978 гг. позволило дополнительно извлечь 136 тыс. т нефти, что на одну скважину составляет 2520 т.
Эффективность применения циклического воздействия на месторождениях Татарстана на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой продукции (более 70 - 80 %) снижается. Наименьшие и нулевые приросты добычи нефти наблюдаются по скважинам, где продолжительность применения методов заводнения более 10 лет, что свидетельствует о снижении эффективности метода на поздней стадии разработки.
На увеличение выработки пластов после обводнения продукции скважин направлены методы форсирования отбора жидкости с применением высокопроизводительных насосов. Эффективность данного метода зависит от многих факторов: расположения скважин на залежи, удаленности от линии нагнетания, характера обводнения и др. С учетом условий применения метода нефтеотдача повышается на 2 - 3 % . Наиболее благоприятны для применения данного метода скважины, в которых процесс обводнения протекал равномерно и характеризовался низкими темпами. Однако анализ и фактические данные по форсированию отбора жидкостей из пластов показывает, что в настоящее время отсутствуют критерии применения метода в зависимости от физико-геологических и технологических условий разработки месторождения.
Важными вопросами эффективной разработки месторождений являются выбор оптимальной сетки скважин и порядок разбуривания. В России принято двухстадийное разбуривание: первоначально разбуривается редкая сетка скважин с последующим избирательным уплотнением с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти. Эффект уплотнения зависит от расчлененности объекта разработки, коллекторских характеристик совместно эксплуатируемых пластов и стадии разработки месторождения. Влияние стадии разработки на эффективность наглядно иллюстрируется примером по Ромашкинскому месторождению: в начальный период внедрения метода (1962 - 1972 гг.) среднегодовая добыча нефти на одну дополнительную скважину росла, а в последующие годы (1973 - 1979 гг.) наблюдалось ее снижение. В 1988 г. добыча снизилась по сравнению с 1979 г. с 2 - 11,2 тыс. т (по группам) до 1,1 - 6,6 тыс. т в год на одну скважину. Бурение дополнительных скважин на поздней стадии разработки месторождений сопровождается отрицательными последствиями не только из-за интерференции и уменьшения запасов и добычи нефти на одну пробуренную скважину, но и в связи с быстрым продвижением контуров нефтеносности и сокращением периода эксплуатации скважин по сравнению со сроками их физического износа. Как и при всех методах заводнения, основанных на гидродинамическом воздействии, не исключается опережающее обводнение пласта по высокопроницаемым пропласткам и оставление не извлеченных запасов нефти в малопроницаемых пластах или отдельных прослоях коллектора с разной проницаемостью.
Увеличения охвата малопроницаемых пластов заводнением при совместной разработке многопластовых залежей можно добиться формированием объектов самостоятельной эксплуатации путем избирательного включения в них пластов с одинаковыми и близкими коллекторскими свойствами по всей толщине продуктивного пласта . В сущности, метод основывается на изменении неоднородности эксплуатационного объекта, состоящего из нескольких изолированных друг от друга пластов, различающихся по подвижности жидкостей, при котором не исключается и отключение из разработки пластов с высокими фильтрационными характеристиками для воды. Применение указанного выше принципа в системе разработки Ромашкинского месторождения позволило значительно увеличить охват малопроницаемых алевролитов заводнением. Однако сходство характеристик пластов, объединяемых в один эксплуатационный объект, не является достаточным условием равномерной выработки запасов нефти из послойно-неоднородных пластов. Указанная особенность метода формирования объекта объясняется сохранением присущего заводнению недостатка - неравномерной фильтрации воды в неоднородном коллекторе.
Проведенный обзор работ показывает, что полный охват пластов заводнением и конечная нефтеотдача резко снижаются при усилении степени геологической неоднородности разрабатываемых объектов. В неоднородных пластах нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым пропласткам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках, зонах. Современные методы регулирования заводнением залежей, основанные на гидродинамическом воздействии на пласт, способствуют увеличению охвата воздействием не вовлеченных в разработку участков. Однако они эффективны лишь в определенных физико-геологических условиях, т.е. не обладают универсальностью и не обеспечивают полный охват пласта заводнением в условиях высокой обводненности добываемой продукции. На поздних стадиях разработки залежей влияние этого фактора является превалирующим вследствие образования промытых зон, по которым фильтруется основной объем нефтевытесняющего агента, не оказывая влияния на менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки.
Этим можно объяснить стабилизацию значений коэффициента нефтеотдачи при современных методах заводнения на уровне 0,3 - 0,5 от балансовых запасов.
Таким образом, одним из главных условий дальнейшего повышения эффективности заводнения залежей является ограничение движения воды по каналам с низким фильтрационным сопротивлением, что позволит более рационально использовать ее энергию для вытеснения нефти. В научно-технической литературе недостаточно освещены исследования, касающиеся роли водоизоляционных работ в качестве средства регулирования заводнением.

ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ ПРЕЖДЕВРЕМЕННОГО ОБВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
В условиях нефтенасыщенных коллекторов достижение высоких значений коэффициента охвата при разработке залежей методами заводнения требует решения целого ряда дополнительных задач, связанных с исследованиями причин и характера обводнения пластов и скважин, созданием на их основе эффективных методов ограничения движения вод и выбором оптимальных условий применения их в системе разработки месторождений в целях повышения нефтеотдачи. В данном разделе приведены основные результаты анализа причин обводнения более 2000 скважин на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири во взаимосвязи с геологическим строением продуктивного пласта, физико-химическими условиями образования водоизолирующей массы и режимами заводнения применительно к решению задач повышения охвата пласта заводнением.
Согласно классификации факторов обводнения добывающих скважин, составленной по результатам опубликованных исследований, основные причины обводнения продукции скважин разделены на две большие группы:
-технические;
-геолого-физические и технологические.
Устранение этих причин создает благоприятные условия для выработки многопластовых залежей с применением методов регулирования разработки заводнением и других, основанных на гидродинамическом воздействии на коллектор.
Группа технических причин включает нарушения герметичности эксплуатационной колонны вследствие ослабления резьбовых соединений, коррозионного разрушения, прожога электрическим током, механического повреждения труб при ремонтных работах и других нарушений крепи скважины выше продуктивного интервала перфорации. Методы восстановления технического состояния крепи скважины предусматривают цементирование заколонного пространства и ликвидацию нарушений обсадных колонн нагнетанием тампонирующего материала, сменой труб, установкой перекрывающих устройств. В результате устранения нарушений в крепи скважины обеспечивается изоляция притока посторонних вод, не участвующих в вытеснении нефти, что способствует повышению эффективности эксплуатации скважин. Эти причины обводнения рассмотрены ниже достаточно подробно.

ПРИЧИНЫ ПРЕЖДЕВРЕМЕННОГО ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН
При разработке многопластовых месторождений, в которых нефтеносные пласты отделены от водоносных непроницаемыми глинистыми пропластками небольшой толщины (менее 4 м), не достигается надежная изоляция нефтеносных и водоносных пластов.
На рис.1 представлена зависимость частоты обводнения скважин Р от толщины разобщающего пропластка h, а в таблице интенсивность изменения функции Р = f(h) в различных интервалах. Зависимость Р= f(h) показана кривой 1 на первый год эксплуатации скважин, при толщине разобщающего пропластка 2 м обводняется 45 % скважин, при толщине 1 м - 80 %.

Изменение частоты обводнения

Сопоставления интенсивности изменения функции Р= f(h) на первый год эксплуатации после проведения водоизоляционных работ (кривая 2) и после их строительства (кривая 1) показывает резкое ее уменьшение в интервале толщины разобщающего пропластка 0-4 м. Это обусловлено, очевидно, повышением надежности разобщения пластов при проведении водоизоляционных работ путем цементирования, при котором образовавшиеся после размыва глинистой корки каналы заполняются цементным раствором.
В том и другом случае цементирование проводилось тампонажным цементом с последующей перфорацией кумулятивными перфораторами типа ПК-103 с плотностью 20 отверстий на один погонный метр и подъем жидкости осуществляется глубинными насосами. Преждевременное обводнение скважин после их строительства и проведение их водоизоляционных работ цементированием имеют различный характер.

Рис. 1. Зависимость частоты обводнения скважин Р от толщины разобщающего пропластка h:
1- через год эксплуатации 856 скважин Ромашкинского месторождения; 2 - те же скважины через 3 года эксплуатации; 3 - через год эксплуатации после водоизоляционных работ цементированием.

В первом случае преждевременное обводнение скважин происходит из-за наличия на стенках скважины глинистой корки и последующего его размыва, во втором - из-за образования трещин в цементном кольце, вследствие воздействия на него значительных динамических нагрузок при проведении в скважине различных технологических операций.
Обобщение полученных результатов показывало, что преждевременное обводнение скважин в значительной степени зависит то толщины разобщающего пропластка. Резкое изменение интенсивности возрастания функции Р= f(h) при толщине разобщающего пропластка 3-4 м характеризует этот интервал как критический, который обусловливает различие в причинах и отсюда методах предупреждения преждевременного обводнения скважин.
Для интервала толщины разобщающего пропластка 0-1.5 м первопричиной преждевременного обводнения является наличие на стенках скважин глинистой корки, для интервала 1,5-4 м - совместное влияние низких физико-химических свойств тампонажного цемента и глинистой корки, более 4м- низкая сопротивляемость цементного камня воздействию значительных динамических нагрузок.
При существующей технологии цементирования скважин не удается полностью удалить глинистую корку с ее стенок, в результате чего в заколонном пространстве цемент не имеет непосредственного контакта с проницаемыми пластами.
Экспериментальными исследованиями по изучению прочности глинистой корки и характера ее разрушения проведены на специально сконструированной установке, модулирующей часть ствола скважины в интервале залегания продуктивного пласта. Глинистая корка начинает разрушаться против выходного отверстия при достижении определенного удельного давления, возникающего на стенках скважины при радиальном потоке жидкости. В результате действия перепада давлений на этом участке глинистая корка прорывается и полностью вымывается или в ней образуются каналы (свищи). После этого зона максимального удельного давления на глинистую корку перемещается вниз вдоль контакта стенки скважины - цементное кольцо, нарушая герметичность последнего. Установлено, что глинистая корка не разрушается при подаче воды к торцевой части модели скважины (по площади поперечного сечения модели) под давлением 1 МПа, но интенсивно размывается при радиальном сечении воды по контакту стенка скважины - цементный камень под давлением 0,15 МПа.
Для более детального исследования влияния глинистой корки на обводнение скважин нами были проанализированы результаты эксплуатации 16 скважин Акташской площади Ромашкинского месторождения.
Нефтеносная толщина пласта в этих скважинах была вскрыта в кровле одним отверстием, созданным методом ГПП.
Изучалось влияние на процесс обводнения скважин наличия на ее стенках глинистой корки и перфорации при условии, что вертикальные трещины в цементном кольце при создании одного перфорационного отверстия не распространяются на большие расстояния от интервала перфорации.
Скважины разделены на три группы. К первой группе относятся скважины, у которых по геофизическим исследованиям не прослеживается разобщающий пропласток между нефтяным и водоносными пластами, ко второй - скважины с толщиной пропластка не более 1 м, к третьей - с толщиной более 1 м Усреднением показателей по группам скважин можно получить модели средних скважин для каждой группы. Так, средняя скважина первой группы проработала 58 мес. и обводнилась в течение первого года эксплуатации (безводный период эксплуатации составил 9 мес при соотношении добытой нефти и воды 0,25).
Модель средней скважины, характеризующая вторую группу, проработала при некотором увеличении безводного периода эксплуатации по сравнению с моделью первой группы, хотя толщина нефтеносного пласта в этом случае на много больше, чем модели средней скважины первой группы.
Показатели модели средней скважины, представляющей третью группу с толщиной разобщающего пропластка 1 м, отличаются от показателей первых двух групп. При толщине нефтеносного пласта 3,6 м и водоносного пласта 7,9 м модель скважины проработала без воды на 13 мес больше, чем модель первой группы скважин, при значительном превышении добытой нефти над количеством добытой воды с 1 м толщины пластов (более чем в 4,5 раза).
Так, скважина 1548 с толщиной разобщающего пропластка 1,5 м вступила в эксплуатацию с дебитом 3 т/сут, затем дебит постепенно (в течение 2 мес) возрастал до 10 т/сут. Через 20 мес эксплуатации отмечено проявление воды - доля ее в добываемой продукции резко возросла. Для всех скважин с разобщающим пропластком толщиной менее 4 м характерно вступление В эксплуатацию с безводным дебитом нефти, скачкообразный рост безводного дебита, а также появление воды в добываемой продукции и резкое превышение добычи воды над нефтью.
В скважинах 1712А, 1547 и 1548 после эксплуатации с одним перфорационным отверстием был произведен повторный прострел эксплуатируемого нефтеносного пласта кумулятивными перфораторами ПК-103 с числом отверстий соответственно 30, 10 и 5. Последующая эксплуатация показала, что увеличения дебита нефти в исследуемых скважинах не наблюдалось.
Анализировались также результаты эксплуатации скважин с одним перфорационным отверстием - скв.1404 и 1387 и соседних скважин, в которых вскрыты те же пласты - соответственно скв.1309 (60 отверстий) и 1386 (четыре отверстия).
Исследованием установлены равенство суточных дебитов соседних скважин и одинаковый скачкообразный характер их изменения. Скважина 1386 с разобщающим пропластком толщиной б м имела безводный период эксплуатации, скважина 1309, в которой прострелено 60 отверстий, даже при толщине разобщающего пропластка 9 м, обводнилась при вводе в эксплуатацию. При притоке жидкости со всей поверхности ствола скважины в интервале нефтеносного пласта увеличение плотности перфорации не приводит к повышению продуктивности скважины, так как количество поступающей в ствол скважины жидкости определяется пропускной способностью отверстий и в то же время улучшает условия для возникновения процесса обводнения скважин.
При вызове притока жидкости из пласта, в скважину через перфорационные отверстия ее радиальным потоком глинистая корка постепенно размывается сначала в. районе созданных перфорационных каналов или микротрещин в цементном кольце.
После размыва глинистой корки части интервала продуктивного пласта скважина эксплуатируется с постоянным дебитом. В процессе перераспределения давления между пропластками на контакте скважина - глинистая корка создаются условия, при которых происходит дальнейший ее размыв. Глинистая корка размывается до полного освобождения всего интервала нефтеносного пласта, причем скорость этого процесса зависит от коллекторских свойств пропластков, а также от создаваемого при эксплуатации перепада давлений.
Полное освобождение от глинистой корки всего интервала нефтеносного пласта определяется в основном расстоянием от интервала перфорации до водоносного пласта, которое включает и толщину разобщающего пропластка. При толщине разобщающего пропластка менее 1,5 м происходит преждевременный прорыв глинистой корки водой в результате возникновения касательных напряжений, превышающих напряжения сдвига в корке. При толщине разобщающего пропластка 1,5-4м более полное подключение нефтеносного пласта в эксплуатацию и увеличение безводного периода эксплуатации скважин являются следствием ухудшения условий возникновения гидродинамической связи между интервалом перфорации и водоносным пластом. При образовании гидродинамической связи из-за низких физико-химических свойств тампонажного цемента вода поступает в интервал перфорации и начинает размывать глинистую корку.
Процесс преждевременного обводнения скважин усугубляется прежде всего перфорацией с использованием технических средств - корпусных и бескорпусных кумулятивных перфораторов.
При этих способах перфорации наличие обсадной трубы против перфорируемого пласта приводит к разрушению цементного камня, причем на значительном удалении от вскрытых участков, что является одной из причин преждевременного обводнения скважин. Известно, что ударная волна по металлу распространяется в 8 раз быстрее, чем по цементному кольцу. При многократных залпах при вскрытии пласта кумулятивными снарядами происходит встряхивание обсадной колонны, что приводит к отслоению цементного камня от нее. Как показывают исследования, подобные нарушения наблюдались в шести из десяти исследованных скважин в интервале от 2 до 6 м от перфорированных отверстий и четыре из них (40 %) обводнялись в процессе освоения.
Результаты опытов, проведенных как в лабораторных условиях, так и в скважинах показывают, что при перфорации колонн, как пулевым залповым перфоратором, так и корпусным кумулятивным перфоратором (ПК-103) внутри колонны в интервале перфорации образуются мощные гидравлические удары (280 МПа и более). Причем мгновенное действие этих ударов приводит не только к разрушению цементного камня, но, зачастую, и к разрушению обсадной колонны.
Кроме указанного, при этих способах перфорации возникают аварии из-за прихвата перфорационных снарядов, из-за малого зазора Между диаметром снаряда и внутренней стенкой обсадных труб, особенно при перфорации летучек, хвостовиков, а также эксплуатационных колонн при капитальном ремонте скважин.

Вторая группа факторов обводнения объединяет причины, связанные с обводнением скважин водой, поступающей по продуктивным пластам. При совместной эксплуатации пластов естественный темп обводнения скважин зависит от физико-геологических свойств пород и насыщающих жидкостей, который ускоряется при искусственном заводнении при высоких давлениях нагнетания. Разница в вязкости воды и нефти в значительной мере усиливает процесс неравномерности продвижения фронта воды как по толщине, так и по площади .
При геологическом изучении крупнейших нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири и других районов установлена изменчивость толщины песчаных прослоев, их коллекторских свойств и литологического состава. Выделяются следующие типичные формы распространения терригенных коллекторов:
- пластовый характер распространения алевро-песчаников на обширных территориях с толщиной песчаников 3 - 8 м с полным замещением коллектора глинами или отдельными прослоями;
- переслаивание песчаников и глин. Те и другие литологические разновидности имеют широкое распространение по площади, песчаники выклиниваются в глинах и наоборот;
- распространение песчаников в виде рукавов, шнуров, полос глин и сообразно этому наличие литологически ограниченных рукавообразных, шнурковых залежей, ширина которых может изменяться от 100 - 200 м до 5 - 6 км;
- непрерывное распространение песчаников толщиной более 10 - 15 м на обширной площади, превышающей залежи на данном месторождении;
- в большинстве случаев проницаемость в направлении, параллельном и перпендикулярном напластованию, различна;
- минимальная проницаемость, наблюдающаяся в интервалах пласта, непосредственно прилегающих к его кровле и подошве.
Влияние геологического строения продуктивного горизонта на характер обводнения пластов и скважин в процессе разработки месторождений заводнением изучалось многими исследователями. Случайность (хаотичность) распределения зональной, послойной, внутрислойной неоднородности не во всех случаях позволяет регулировать равномерность продвижения фронта заводнения только расстановкой скважин в начале разработки залежей или изменением производительности скважин . При зональной неоднородности пласта на высокопроницаемых участках даже при весьма малых отборах нефти происходит опережающее внедрение контурных вод, а на слабопроницаемых участках при сильной интенсификации отбора нефти контурные воды внедряются с резким отставанием. При искусственном заводнении указанные процессы проявляются более контрастно.
Таким образом, неоднородность пластов по проницаемости -одна из главных причин неравномерного вытеснения нефти водой и преждевременного обводнения высокопроницаемых пропластков и добывающих скважин при неполной выработке пластов. Эксплуатация их сопровождается отбором большого количества попутной воды.
Наиболее сложной проблемой является извлечение нефти из водонефтяных зон в литологически однородных пластах, которые содержат значительную часть не извлеченных запасов. Основные причины поступления подошвенной воды следующие:
- приближение контурных вод по мере отбора нефти из пласта;
- образование конуса подошвенной воды;
- образование каналов в заколонном пространстве скважины.
В теоретических исследованиях причины обводнения добываемой продукции подошвенной водой сводятся в основном к определению оптимального интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта и к подсчету предельного безводного дебита эксплуатации. Теоретические исследования показывают, что обводнение несовершенной скважины, вскрывшей литологически однородный пласт, наступает очень быстро, и до момента его наступления из скважины можно извлечь незначительную часть нефти. Однако степень участия различных путей водопритоков в скважины из водонасыщенных пластов ими не определялась. Анализ промысловых данных по разработке литологически однородных водонефтенасыщенных пластов показал, что в большинстве скважин фактическое время конусообразования значительно превышает расчетное. Увеличение продолжительности безводного периода эксплуатации указывает на наличие в литологически однородном пласте пропластков низкой проницаемости, т.е. имеет место внутрипластовая проницаемостная неоднородность, что подтверждается различной длительностью подъема ВНК при одинаковом отборе жидкостей из коллекторов.
По результатам проведенных исследований закономерностей обводнения скважин, пробуренных в литологически однородных и неоднородных пластах, установлено, что для обеих категорий скважин типичны следующие этапы обводнения:
-появление и постоянный рост содержания воды в добываемой продукции;
-резкое (скачкообразное) возрастание количества воды;
-стабилизация обводненности.
Такой ступенчатый переход повторяется несколько раз, что характерно для большинства скважин исследуемых месторождений. Эту закономерность можно объяснить образованием микроканалов в заколонном пространстве вследствие разрушения глинистой корки в зоне контакта цементного камня с породой или в самом цементном камне . В период стабилизации обводнения размеры канала в сечении и толщина пласта-обводнителя не изменяются или изменяются незначительно. Рост обводненности продукции скважин соответствует резкому расширению путей притока вод и подключению новых обводненных пропластков. Разрушение материала, заполняющего заколонное пространство, будет продолжаться до тех пор, пока поверхность раздела нефть - вода вблизи скважины будет деформироваться.
Отсутствие условий для резких изменений количества поступающей из пористой среды воды позволяет заключить, что ступенчатый характер возрастания обводненности добываемой продукции при постоянном отборе жидкости указывает на подключение в работу нового пласта-обводнителя. Данный процесс может быть ускорен при наличии химически активных элементов. В результате происходит подключение в работу новых пропластков-обводнителей, резко изменяющих содержание воды в добываемой продукции.
Результаты исследований притока жидкостей в скважины, в которых не был вскрыт ВНК, подтверждают вышеприведенную гипотезу обводнения добывающих скважин. В большинстве из них наблюдалось равномерное обводнение во времени.
Результаты согласуются с выводами приведенных выше теоретических работ и подтверждают экспериментальные данные о наличии в литологически однородных по геофизическим данным пластах пропластков разной проницаемости, влияющих на движение жидкостей в коллекторе. О неоднородности таких пластов свидетельствуют результаты глубинных исследований дистанционными расходомерами , которые показали неравномерное распределение давления в разрезе одного и того же пласта. Такие характеристики, как гидропроводность и пьезопроводность, в пределах одного и того же пласта изменяются в широких пределах, что способствует неравномерности обводнения, усиливающейся при искусственном заводнении. Несмотря на применение интенсивной системы разработки с высокими давлениями (15-20 МПа) на линии нагнетания на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, выработка запасов отдельных пластов и участков происходит неравномерно, 1/6 извлекаемых запасов нефти не вовлечены в разработку вообще в момент перехода на четвертую стадию эксплуатации при резком снижении добычи нефти и росте обводненности добываемой продукции. Для более эффективного использования энергии закачиваемой воды при вытеснении нефти необходимо ограничить движение воды в высокопроницаемых обводненных пропластках.
Наличие неоднородных по проницаемости пропластков показывает, что качественное разобщение продуктивного пласта при этих условиях является первым этапом борьбы за увеличение охвата его воздействием, исключающим преждевременное обводнение нефтесодержащих пропластков. Этот этап должен начаться в период строительства скважины. В связи с этим представляет интерес метод разобщения пластов с применением полимерцементных растворов с отверждающим фильтратом, внедренный на многих скважинах месторождений Республики Татарстан.
Изучение закономерностей обводнения пластов на первой и второй стадиях разработки Ново-Елховского месторождения показало следующее. Обводнение скважин происходило с самого начала разработки и увеличивалось с ростом объема закачки. Обводненный фонд после интенсификации закачки до 16 млн м3 в год (на 1.01.1972) на второй стадии разработки залежи включал 326 скважин, из них 234 обводнились по заколонному пространству из нижележащих водоносных пластов. Большая часть обводнившихся закачиваемой водой скважин приходится на разрезающий и первый эксплуатационный ряды. Для них характерен рост обводненности до 80 - 90 % за сравнительно короткие сроки, при этом отбор нефти из пласта не превышал 13 - 20 % от извлекаемых запасов.
Интенсивное обводнение связано с возрастанием объема закачки, что влияет на рост объема не только попутно добываемой закачиваемой воды на одну скважину, но и поступающей по заколонному пространству пластовой и контурной воды из-за приближения водонефтяного контакта.
Максимальный отбор нефти и заводнение происходят по пластам , обладающим лучшими коллекторскими свойствами и выдержанностью в пространстве. Заводнение их значительно опережало заводнение в вышележащих объектах эксплуатации. Основной объем закачки (79 %) приходится на пласты "в" и "г". Влияние закачки на пласты "бГ и "б2+3" было незначительным, а на пласт "а" практически отсутствовало. В результате такого распределения закачиваемой воды между нижними и верхними пластами возникли значительные перепады давления, которые привели к росту числа обводненных скважин по заколонному пространству.
Анализ динамики отбора попутной воды в добывающих скважинах на начальных стадиях разработки Ново-Елховской площади -в период увеличения объема закачки - показал, что интенсивность обводнения скважин закачиваемой водой, определяемая как отношение разности объемов извлекаемой воды в начале и в конце рассматриваемого периода, значительно выше, чем интенсивность обводнения пластовой водой, причем рост этого показателя связан с увеличением не числа обводненных скважин, а с содержанием вод в них. Так, в 1972 г. из 95 обводненных закачиваемой водой скважин добыли 2,02 млн м3 воды, в то время как остальные 1,88 млн м3 пластовой воды добыты из 278 скважин. Максимальному росту объема закачки соответствовало резкое возрастание попутно извлекаемой воды на одну скважину. Для поздних стадий характерно обводнение скважин закачиваемыми водами, т.е. при сохранении тех же режимов заводнения следует ожидать резкого увеличения отбора попутно извлекаемой воды.
Суммарная добыча жидкостей и другие показатели составляют модель разработки Ново-Елховского месторождения в целом, аналогичную предыдущим. Различие заключается в большой длительности первой и второй стадий за счет более позднего включения в разработку Акташской площади. Максимальный годовой отбор нефти по месторождению достигнут только в 1976 г., по Ново-Елховской площади - в 1968 г. Следует отметить, что отдельные участки нефтеносной площади с низким фильтрационным сопротивлением и зоны на линии нагнетания обводняются уже на первых стадиях разработки месторождения. Вследствие опережающей выработки обводнение пласта "в" произошло уже на второй стадии разработки площади в 1973 г., т.е. в этот период для восточного блока Ново-Елховской площади уже наступила поздняя стадия эксплуатации, коэффициент текущей нефтеотдачи при этом достиг 0,44. В целом модель разработки блока подобна моделям разработки всей площади и месторождения и подтверждает вывод А.П. Крылова о том, что стадия разработки месторождения представляет собой сумму множества начальных и поздних стадий выработки отдельных пластов и участков пласта. Отсюда возникает необходимость индивидуального подхода к применению новых методов воздействия на пласты в зависимости от состояния разработки как всего месторождения, так и отдельных объектов.
Обводненность добываемой продукции является одним из основных критериев оценки степени выработанности пластов: при содержании воды в пределах 96 - 98 % они отключаются из разработки. Как показано на примере Ново-Елховского и других месторождений, указанные значения обводненности вследствие неоднородности пластов могут наступить значительно раньше достижения проектных показателей из-за прогрессирующего обводнения высокопроницаемых зон. При этом в малопроницаемых и застойных зонах остается большое количество не извлеченной нефти.
Добыча нефти, основанная на отборе большого количества попутной воды, не является радикальным методом ни с технологической, ни с экономической точек зрения. В определенный момент времени проявляется противоречивость принципа регулирования разработки заводнением путем сочетания закачки воды при высоких давления нагнетания и форсированного отбора жидкости вследствие неравномерного обводнения залежи. На начальных стадиях это является высокоэффективным методом, обеспечивающим высокую нефтеотдачу при низких затратах на добычу нефти. Однако после вытеснения нефти из высокопроницаемых зон пласта дальнейшее увеличение объемов закачки и давления нагнетания приводит к резкому росту объемов попутно извлекаемой воды и, как следствие, повышению себестоимости добываемой продукции при значительных невыработанных запасах нефти в низкопроницаемой части коллектора и обширных водонефтяных зонах. На всех площадях Ново-Елховского месторождения это обстоятельство вынудило уменьшить объемы закачки, хотя в этот период была реальная необходимость повышения давления нагнетания для обеспечения вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов и пропластков.
Рациональное использование энергии закачиваемой воды для заводнения на поздней стадии разработки нефтяных месторождений становится одним из основных условий извлечения остаточной нефти из обводненных пластов, так как в этот период практически весь фонд скважин требует проведения мероприятий по ограничению притока воды в добывающие скважины всего месторождения.
Наиболее вероятными причинами обводнения добываемой жидкости являются прорыв контурных и закачиваемых вод по высокопроницаемым прослоям неоднородного коллектора в добывающие скважины, образование конусов подошвенной воды и поступление ее из смежных водонасыщенных пластов по заколонному пространству. Эти процессы могут происходить на отдельных участках и в скважинах на всех этапах разработки нефтяного месторождения. Поэтому комплексное решение проблемы рационального использования энергии закачиваемых вод для повышения нефтеотдачи пластов должно включать крупные технологические мероприятия:
-качественное разобщение продуктивных пластов в процессе строительства скважин;
-ограничение притока воды в добывающие скважины путем проведения изоляционных работ;
-ограничение движения воды в промытых высокопроницаемых пропластках нефтеводонасыщенного коллектора.
Последние два мероприятия взаимосвязаны между собой: в первом случае задача решается путем ограничения притока подошвенных и нижних вод через добывающие скважины, во втором - через нагнетательные ограничением движения закачиваемых и контурных вод по всему пласту. Как показано в предыдущем разделе, эти технологические мероприятия в условиях высокой обводненности извлекаемой продукции могут повысить эффективность методов заводнения. Поэтому создание высокоэффективных технологий ограничения водопритоков в скважины, особенно движения вод в промытых пластах и пропластках, является одним из важных элементов совершенствования методов регулирования разработки залежей заводнением.

МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ (МУН)
Другое направление развития новых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) основывается на повышении коэффициента вытеснения нефти водой. Для этой цели можно применять химические реагенты, улучшающие нефтевытесняющие свойства воды, поверхностно-активные вещества и различные композиции.
Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ) основывается на повышении нефтеотмывающих свойств воды и активации полимерных и диффузных процессов вытеснения при снижении межфазного натяжения на границе раздела нефть -вода. Адсорбируясь на поверхности капель нефти и породы, ПАВ препятствуют коалесценции капель и прикреплению их к породе. При низком поверхностном натяжении капли нефти легко деформируются, уменьшая тем самым работу, необходимую для проталкивания их через сужения пор . Моющее действие водных растворов ПАВ проявляется и по отношению к нефти, покрывающей поверхность породы тонкой пленкой, что приводит к разрыву пленки и диспергированию нефти в водной фазе, а также к стабилизации дисперсии. Адсорбируясь на поверхности раздела фаз и вытеснив активные компоненты нефти, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах пласта, благодаря чему ускоряется процесс капиллярного впитывания воды. В результате действия перечисленных факторов снижается давление нагнетания, уменьшается удельный расход воды, повышается воздействие на пласт, возрастает темп отбора и уменьшаются сроки разработки. Несмотря на положительное воздействие оторочек ПАВ при заводнении пластов на текущую нефтеотдачу и снижение отбора воды, по промысловым данным однозначно оценить эффективность затруднительно, так как прирост коэффициента нефтеотдачи не превышает 2 - 5 %, что свидетельствует об ограниченных возможностях методов повышения нефтеотдачи, основанных только на принципе снижения межфазного натяжения.
Для повышения нефтеотдачи в условиях месторождений Республики Татарстан в качестве основного реагента раньше использовались сернокислотные отходы нефтеперерабатывающих заводов - так называемая алкилированная серная кислота (АСК). Реагент в своем составе содержит серную кислоту (80 - 86 %), сульфокислоты (10 - 13 %), смолисто-маслянистые вещества (5-8 %), карбоновые кислоты (0,5 %). Сущность метода заводнения с применением АСК для повышения нефтеотдачи заключается в комплексном воздействии на процессы, протекающие на фронте вытеснения и в зоне фильтрации вытесняющего агента, целым рядом факторов, являющихся результатом взаимодействия концентрированной серной кислоты с насыщающими пласт флюидами и минералами скелета перового пространства. Авторы данного метода считают, что наиболее благоприятное влияние на механизм повышения нефтеотдачи оказывают такие химические факторы, как процесс внутрипластового сульфирования углеводородов, конечными продуктами которого являются поверхностно-активные вещества, коллоидное растворение смолистых компонентов нефти, образование малорастворимых в воде солей кальция и углекислоты. Существенное влияние на вытеснение нефти оказывают физические и гидродинамические факторы, к которым относятся: выделение тепла, увеличение локальной эффективной вязкости вытесняющего агента, избирательное выпадение гипса в зонах нарушения химического равновесия, увеличение пористости и проницаемости коллектора за счет растворения карбонатных составляющих скелета перового пространства, уменьшение набухаемости глин. Как видно, точного описания принципа вытеснения по данному методу не сделано из-за сложности происходящих процессов.
Процессы вытеснения нефти щелочными растворами реализуются закачиванием в пласт 0,2 - 0,5 поровых объемов раствора щелочи с концентрацией 0,5 % и последующим нагнетанием воды. Применение щелочи для увеличения нефтеотдачи основывается на снижении поверхностного натяжения на границе вытесняющего агента с нефтью в результате химической реакции, приводящей к образованию в зоне контакта ПАВ натриевых мыл. Они легко растворяются в пресной воде, закачиваемой после оторочки щелочи. Поверхностно-активные вещества указанного типа резко снижают поверхностное натяжение на границе нефть - раствор ПАВ и повышают смачиваемость пласта водой. В некоторых случаях непосредственной реакции не происходит, а имеет место так называемая "активизация" таких компонентов нефти, как смолы и асфальтены, приводящая к образованию высоковязкой эмульсии типа "нефть в воде". В результате такого взаимодействия уменьшается подвижность вытесняющей воды, возможность преждевременного прорыва ее в добывающую скважину и снижается обводненность добываемой продукции.
На поздней стадии разработки нефтяного месторождения основная часть вытесняющего агента - водного раствора щелочи, дренируется по промытым интервалам горизонта, не совершая полезной работы по вытеснению нефти, и отбирается первым рядом добывающих скважин. В связи с этим для регулирования подвижности щелочного раствора чередуют закачки растворов хлорида кальция или магния и силиката натрия. При взаимодействии щелочи с указанными солями образуются гидроокиси в виде геля или осадка, которые снижают гидропроводность высокопроницаемых зон, что приводит к увеличению охвата пласта воздействием.
Применение тринатрийфосфата натрия (ТНФ) в качестве реагента, повышающего нефтеотдачу, основывается на его хороших смачивающих свойствах. Смешение раствора ТНФ с водой приводит к заметному уменьшению угла смачивания. Улучшению его нефтеотмывающих свойств способствует то обстоятельство, что девонская нефть не индифферентна к растворам ТНФ: это является вариантом щелочного заводнения. При химическом взаимодействии ТНФ с солями кальция погребенной и закачиваемой вод может образовываться на фронте вытеснения практически нерастворимый высокодисперсный ортофосфат кальция. Кристаллики этого вещества частично закупоривают поры, промытые водой, увеличивая тем самым гидравлическое сопротивление и эффективную вязкость воды, что способствует повышению охвата пласта заводнением.
При внутрипластовом гидролизе солей алюминия для вытеснения нефти используется "раствор" гидроокиси алюминия. В результате взаимодействия с карбонатными составляющими пласта и погребенными водами сульфат алюминия распадается с образованием высокодисперсной системы, практически нерастворимой в воде гидроокиси алюминия, обладающей повышенной эффективной вязкостью по сравнению с водой.
Полимерное заводнение основывается на способности полимеров, в частности полиакриламида, даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность, за счет чего увеличивается охват пластов заводнением. Основа механизма процесса - это уменьшение соотношения вязкостей нефти и воды в пласте. Кроме того, частицы полиакриламида (ПАА) вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды и, адсорбируясь на поверхности пород, снижают скорость фильтрации воды.
Результаты анализа эффективности полимерного заводнения показывают, что область применения его, как и других методов повышения нефтеотдачи, ограничивается обводненностью добываемой продукции, равной 60 - 70 % и обусловленной, как правило, образованием в продуктивном пласте высокопроницаемых промытых зон. В этих условиях фильтрационное сопротивление пористой среды при обработке полимером практически не изменяется. Этим объясняется применение полимерного заводнения главным образом на начальных стадиях разработки нефтяных месторождений.
Мицеллярно-полимерное заводнение направлено как на увеличение охвата продуктивных пластов воздействием, так и на устранение капиллярных сил в заводненных пластах. Механизм процесса вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того, что межфазное натяжение между мицеллярным раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, происходит устранение действия капиллярных сил, вытеснение нефти и воды. Для продвижения оторочки мицеллярного раствора вслед за ней в пласт закачивают водный раствор полимера с вязкостью, близкой к вязкости мицеллярного раствора, а затем обычную воду. Ввиду небольшого опыта применения трудно судить об эффективности метода. Азнакаевский эксперимент по закачке этого раствора показал сложность технологии и снижение продуктивности пласта.
Анализируя механизмы действия методов повышения нефтеотдачи на продуктивный пласт, следует учитывать сложность оценки процессов как в лабораторных, так и в промысловых условиях. Можно констатировать, что разработчики вышеприведенных технологий уделяют большое внимание увеличению коэффициента вытеснения. В основном все физико-химические методы повышения нефтеотдачи разработаны в целях отмывания нефти в пласте путем снижения межфазного натяжения, повышения смачиваемости пласта водой, увеличение охвата при этом является сопутствующим эффектом.
Проблема охвата пластов воздействием остается нерешенной и при использовании таких маловязких высокоэффективных нефтевытесняющих агентов, как растворители нефти в различных модификациях, газ, газоводные оторочки и др. Из-за неоднородности коллекторов и неблагоприятного соотношения вязкостей жидкостей в пласте растворители продвигаются по наиболее проницаемым пропласткам и преждевременно прорываются в добывающие скважины. Анализ результатов исследований эффективности методов повышения нефтеотдачи с применением ПАВ, полимеров, тринатрийфосфата, концентрированной серной кислоты в сравнительно одинаковых условиях девонского горизонта на нефтяных месторождениях Республики Татарстан показывает, что наиболее высокие результаты достигаются при использовании химреагентов, которые наряду с улучшением нефтевытеснения за счет отмыва нефти обеспечивают увеличение охвата пласта воздействием. Эти выводы подтверждаются результатами обработки пластов сульфированным адсорбентом, создающим в пластовых условиях с серной кислотой высоковязкую оторочку.
Таким образом, при значительном повышении нефтеотдачи в процессе первичного вытеснения нефти на поздней стадии разработки месторождений с неоднородными пластами проблема охвата их воздействием физико-химическими методами полностью не решается. Основная причина неохвата заводнением участков пласта, как и при закачивании воды, заключается в прорыве нефтевытесняющего агента по наиболее высокопроницаемым зонам вследствие неоднородности нефтеводонасыщенного коллектора. Основная масса нефти остается в не охваченных заводнением многочисленных линзах песчаников, в местах развития алевролитов и невырабатываемых водонефтяных зонах. На поздней стадии разработки залежей или отдельных участков применение указанных методов недостаточно эффективно без предварительного ограничения движения вод в пласте.

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ДВИЖЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ВОД
В условиях резкой неоднородности продуктивных пластов по проницаемости и свойствам насыщающих жидкостей, значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации добывающих скважин. При обводненности извлекаемой жидкости свыше 96 - 98 % эксплуатация скважин экономически нецелесообразна, они или исключаются из разработки, или проводятся водоизоляционные работы. Исходя из этого, основная задача всех методов воздействия на пласт, направленных на повышение нефтеотдачи, сводится к обеспечению максимального отбора нефти до момента полного обводнения продукции добывающих скважин. Следует учесть, что 50 - 70 % балансовых запасов нефти остаются неизвлеченными из недр в виде менее проницаемых пропластков и линз из-за преждевременного прорыва воды или другого нефтевытесняющего агента по узким высокопроницаемым зонам. Как показано выше, полный охват пластов воздействием не достигается даже при использовании современных методов регулирования разработки заводнением - циклического воздействия, изменения направления потоков, давления нагнетания и форсирования отборов, а также физико-химических методов повышения нефтеотдачи закачиванием различных агентов. По этой причине на поздней стадии разработки многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважины является одной из наиболее важных технических проблем дальнейшего повышения нефтеотдачи обводненных нефтесодержащих пластов.
При всей важности ограничения движения нефтевытесняющего агента по высокопроницаемым зонам коллектора методы повышения нефтеотдачи, основанные как на гидродинамическом воздействии, так на применении различных агентов, практически не влияют на фильтрационное сопротивление обводненных зон. Эффект действия первых достигается главным образом изменением градиентов давления за счет изменения производительности скважин, вторых - в результате повышения коэффициента нефтевытеснения с применением нефтеотмывающих химреагентов, за исключением полимерного заводнения, применение которого основывается на выравнивании проводимости путем снижения подвижности воды.
Большая нефтепромысловая практика применения методов ограничения притока вод в скважины показала возможность успешного выравнивания проводимости пластов за счет повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон с применением водоизолирующих материалов и других средств. Однако недостаточная изученность механизма действия методов ограничения притока вод в добывающие скважины и движения в пластах привела к недооценке роли их в системе разработки нефтяного месторождения, чем можно объяснить отсутствие высокоэффективных методов воздействия на обводненные пласты на поздней стадии их эксплуатации - при отборе не более 30 - 50 % запасов нефти.
Регулирование процесса разработки в условиях прогрессирующего обводнения необходимо вести в двух взаимосвязанных направлениях:
-снижение обводненности продукции скважин за счет вовлечения в более интенсивную разработку слабопроницаемых пластов, а также широкого внедрения средств по ограничению притока вод к забоям добывающих скважин и движения их по обводненным зонам;
-обеспечение полноты выработки запасов обводнившихся пластов путем отбора большого количества жидкости.
Объективной необходимостью для повышения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым зонам, коллектора и поступления в скважины. Это приводит к перераспределению энергии закачиваемой воды и других реагентов в пласте, и тем самым создаются условия для извлечения нефти из невыработанных зон без использования дополнительных мощностей.
Ограничение притока воды в добывающие скважины на промыслах осуществляется под обобщенным названием ремонтно-изоляционных работ (РИР). Влияние их на нефтеотдачу изучено недостаточно, и они рассматриваются как метод интенсификации добычи нефти из обводненных скважин. Дифференциация их по функциональному назначению в технологических процессах показала следующее.
В зависимости от факторов, обусловливающих преждевременное обводнение скважин, ремонтно-изоляционные работы делятся на две большие группы. В первую группу входят работы по восстановлению технического состояния крепи скважины с целью предотвращения поступления посторонних вод из пластов, удаленных от продуктивного: герметизация колонн, восстановление целостности цементного кольца в заколонном пространстве и др. При этих ремонтах воды в заколонном пространстве изолируются закачиванием отверждающихся систем типа тампонажного цемента и синтетических смол с отвердителем или производится замена колонн, этим и предотвращается поступление посторонних вод в ствол скважины и создаются нормальные условия ее эксплуатации. Входящие в данную группу РИР позволяют повысить коэффициент эксплуатации скважины как капитального сооружения и способствуют интенсификации добычи нефти.
Ко второй группе относятся работы, связанные с ограничением притока воды непосредственно из послойно-неоднородного продуктивного пласта. При этом применяют методы, позволяющие отключить обводненный пласт или пропласток из разработки либо снизить проницаемость обводненных зон для воды. Первые способы применяются в литологически неоднородных пластах, т.е. когда в продуктивном объекте смежные пласты достаточно надежно обособлены друг от друга непроницаемыми пропластками. Первоначально обводнению подвергаются пласты, имеющие лучшие коллекторские характеристики, поэтому из разработки отключаются в первую очередь наиболее проницаемые пропластки и пласты, по которым вода прорывается в добывающую скважину. Такое поинтервальное отключение из разработки обводнившихся пластов, когда еще не произошло обводнение продукции скважин по всему горизонту, позволяет увеличить коэффициент текущей нефтеотдачи на 4 -5 % при снижении водонефтяного фактора в 1,5 - 1,7 раза по сравнению с совместной выработкой пластов без воздействия.
В частично обводненном неоднородном пласте отсутствие непроницаемых пропластков исключает возможность отключения из разработки обводненной части коллектора. В этом случае ограничение движения воды по промытым и другим высокопроницаемым интервалам, как показывает практика применения селективных водоизолирующих материалов, можно осуществлять, увеличивая фильтрационное сопротивление обводненных зон. Для этого необходимо применять фильтрующиеся в пористую среду водоизолирующие материалы, обладающие избирательными физико-химическими свойствами относительно нефти и воды.
Фильтрационное сопротивление пласта определяется по обратной величине его гидропроводности регулировать значениями которого можно путем изменения вязкости нефтевытесняющего агента или проницаемости пористой среды. При заводнении залежей на стационарном режиме снижение проницаемости часто является единственным целесообразным средством повышения фильтрационного сопротивления обводненного пласта ввиду сложности увеличения вязкости огромного объема закачиваемой воды. Для решения этой задачи можно воспользоваться водоизолирующими материалами, избирательно ограничивающими движение вод в обводненных зонах залежи.
Эта схема воздействия на нефтеводонасыщенный пласт, основанная на повышении фильтрационного сопротивления обводненных пропластков с применением водоизолирующих химреагентов, принята за основу при разработке новых технологий увеличения охвата пластов заводнением и конечной нефтеотдачи. Реализация этого принципа воздействия в ряде методов ограничения водопритоков в добывающие скважины показывает, что они относятся к категории технологических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов. К сожалению, до настоящего времени этим методам не придавалось должного значения, хотя применение их не требует существенного изменения в сложившуюся систему разработки и осуществляется в органическом единстве с традиционными методами заводнения. Возможность применения методов ограничения притока вод в скважины при предельных значениях обводненности добываемой продукции (95 - 99 %) позволяет повысить нефтеотдачу обводненных пластов, исключаемых из разработки при обычном заводнении. Недооценка роли работ по ограничению движения вод в промытых пластах и притока их в скважину привело к тому, что до настоящего времени недостаточно изучены вопросы взаимодействия химреагентов с компонентами продуктивного пласта и возможности использования последних в качестве водоизолирующего материала. Поздние стадии разработки нефтяных месторождений оказались не обеспеченными эффективными методами воздействия на обводненные пласты с частично промытыми зонами, хотя конечная нефтеотдача их не превышает 0,3 - 0,5.
Применение методов ограничения притока вод в добывающие скважины не только повышает охват пласта воздействием и увеличивает нефтеотдачу, но снижает энергетические затраты на подъем, транспорт извлекаемой жидкости, специальную подготовку высокообводненной нефти, подготовку и утилизацию возрастающих объемов добываемой воды и затрат на защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии, солеотложений и др.
Ограничение движения пластовых и закачиваемых вод путем повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора является одним из направлений совершенствования методов заводнения залежей, позволяющее повысить их эффективность на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Снижение степени неоднородности обводненного продуктивного пласта по подвижности пластовых жидкостей в результате увеличения фильтрационного сопротивления обводненных зон создает более благоприятные условия для применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи. Следовательно, развитие теоретических и практических основ регулирования процессов разработки многопластовых нефтяных месторождений путем изменения фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора с применением водоизолирующих химреагентов является актуальной проблемой для повышения его конечной нефтеотдачи.

МЕТОДЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНЫ
Анализ современных методов и технологий ограничения притока вод в скважины с точки зрения оценки возможности их использования для решения задачи увеличения охвата залежей заводнением показал, что применение их при эксплуатации обводненных продуктивных пластов способствует увеличению отбора из них нефти.
В научно-технической литературе не освещено с достаточной полнотой теоретическое и экспериментальное обоснование применения технологий по ограничению движения вод в пластах при разработке нефтяных месторождений. Одной из причин указанного является недостаточная изученность механизма образования водоизолирующей массы химреагентами и воздействия их на нефтенасыщенный пласт.
Сущность любой ремонтно-изоляционной работы в добывающей скважине с применением водоизолирующего материала сводится к перекрытию путей притока воды в нее избирательным воздействием на источник обводнения: на смежные пласты и пропластки-обводнители, обводненные зоны в продуктивном объекте, а также на пути водопритоков в виде трещин в коллекторе и других каналов в заколонном пространстве.
Для этой цели разработаны различные методы с применением водоизолирующих материалов и технических средств.
Методы ограничения притока вод в скважины в зависимости от влияния закачиваемого реагента на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, делятся на селективные и неселективные. Такое разделение определяется физико-химическими свойствами материала.
Ограничение притока воды носит неселективный характер, если используется для этой цели материал, который, независимо от насыщенности среды нефтью или водой, образует экран, не разрушающийся в течение длительного времени в пластовых условиях. Отключение коллектора или части его разработки при неселективных методах осуществляется цементированием, закачиванием в пласт фильтрующихся в пористую среду химпродуктов, установлением пакеров и перекрывающихся устройств. При этом основными материалами являются цемент, образующий в пластовых условиях вследствие гидратации твердую малопроницаемую массу, сохраняющую длительное время свои механические свойства, полимерцементные растворы на основе тампонажного цемента и фенолформальдегидных смол или мономеров акриламида, пеноцементы, разработанные для условий неустойчивых сильновыработанных пластов месторождений. Пеноцементы используются на промыслах ОАО "Татнефть", АНК "Башнефть", в Западной Сибири и др. Определены области эффективного применения их в зависимости от геолого-физических условий.
Методы цементирования сводятся к задавливанию цементной суспензии в пути водопритоков по заливочным трубам с пакерующим устройством и без него. Для нагнетания суспензии используется как эксплуатационный фильтр, так и специальные отверстия, создаваемые в интервале источника обводнения. Нагнетание через эксплуатационный фильтр предполагает ограниченную фильтрацию цементных частиц в пористую среду. Излишняя часть суспензии вымывается или разбуривается, нефтенасыщенная часть пласта повторно вскрывается перфорацией. При цементировании через спецотверстия цементный мост в зоне перфорации не разбуривается.
Указанная технология на промыслах Республики Башкортостан широко применялась для установления экранов в зоне водонефтяного контакта (ВНК) путем гидроразрыва. Успешность операций не превышала 35 - 45 %, что объясняется слабой управляемостью распространением трещин в продуктивном пласте. Ограничение притока воды в успешных операциях, как указывают авторы этих работ, является результатом заполнения крупных каналов в заколонном пространстве скважины цементной суспензией и отключения части пласта из разработки.
На месторождениях Республики Татарстан эти работы проводились без гидроразрыва пласта. Успешность их изменяется в пределах от 25 до 69 % при различных методах цементирования и видах обводнения. Результаты анализа распределения успешности проводимых операций в зависимости от геологического строения пластов и технологии цементирования показали следующее.
1. В 89,5 % рассмотренных скважин цемент применялся для отключения обводненного пласта из разработки. Средняя успешность работ составила 55 %.
2. Максимальная успешность (69 %) была достигнута при отключении нижних пластов, минимальная (25 %) - при ограничении подошвенных вод.
3. В литологически однородных пластах с подошвенной водой цементирование с последующим сохранением прежнего эксплуатационного фильтра обеспечивало 25 % успешных операций, при частичном отключении пласта - 48 %.
4. Применение вспомогательных средств (пакеров, перекрывающих устройств) не приводит к существенным изменениям в успешности ремонта, что связано, с одной стороны, с конструктивными недостатками технических средств, с другой - с несоответствием свойств тампонирующего материала условиям эксплуатации пластов.
5. Безрезультатное цементирование, при котором не произошло отключение обводненных пластов из разработки, является следствием ограниченной фильтруемости цементной суспензии в пористую среду, в микротрещины, недостаточной седиментационной устойчивости. Сюда же можно отнести высокий модуль упругости и низкие адгезионные свойства образующегося камня относительно поверхности, покрытой нефтью.
Обобщение результатов анализа методов цементирования показало, что механизм ограничения водопритоков основывается на отключении обводненного пласта или пропластка из разработки, либо заполнении крупных трещин в матрице пласта и каналов движения воды в заколонном пространстве скважины. Ограниченная фильтруемость цементной суспензии в пористую среду (0,1 - 0,2 м3 на 1 м перфорированного интервала) указывает на локальный характер действия этой технологии на обводненный пласт.
Известные неселективные методы с применением фильтрующихся в пористую среду материалов по механизму образования водоизолирующей массы можно разделить на две большие группы -основанные на отверждении самого закачанного раствора в полном объеме и на образовании водоизолирующей массы в результате взаимодействия закачиваемых реагентов.
В общей классификации полимерных, олигомерных и мономерных материалов по физико-химическим принципам образования закупоривающего материала к первой из указанных групп относятся смолы, которые вступают в реакции полимеризации, поликонденсации с образованием сплошной полимерной массы с пространственной структурой. Наиболее широко в нефтепромысловой практике применяются фенолформальдегидные смолы ТСД-9, ТС-10, жидкие фенолформальдегидные смолы СФЖ-3012, ВР-1, ГТМ-3, резорциноформальдегидные и мочевиноформальдегидные смолы, отверждающиеся в присутствии таких отвердителей, как формалин, уротропин, органические и минеральные кислоты, независимо от свойств жидкой среды пласта.
К методам, основанным на образовании водоизолирующей массы в результате взаимодействия закачиваемых реагентов, относится метод нагнетания в пласт готовой смеси жидкого стекла с соляной кислотой, которая со временем переходит в нерастворимый кремнезоль. Успешность применения метода оказалась невысокой, технологические операции после закачивания указанных компонентов завершаются последующим цементированием. Сюда же относятся методы, основанные на последовательном закачивании в пласт нескольких реагентов, образующих осадок в результате химического взаимодействия между собой. Для этих целей применяют SО2 и Н2SО4 методы ограничения притока вод МgС12 в сочетании с NaОН, NН4ОН, Са(ОН)2.
В отличие от цемента и смол, отверждающихся в полном объеме, осадкообразующие реагенты только частично закупоривают пористую среду. Эти методы, как и методы, основанные на механическом смешении в пластовых условиях, не нашли широкого применения из-за низкой эффективности воздействия на пласт. К тому же в нефтенасыщенной части коллектора не исключается снижение проницаемости.
Закачивание в обводненный продуктивный пласт фильтрующихся в пористую среду неселективных материалов также приводит к отключению его из разработки независимо от свойств насыщающих жидкостей. Согласно теоретическим исследованиям своевременное отключение обводненного интервала многопластовых залежей приводит к сокращению сроков разработки и увеличению конечной нефтеотдачи в результате повышения охвата пласта заводнением. Целесообразность применения указанной технологии в системе разработки Ромашкинского месторождения подтверждена добычей свыше 10 млн т нефти в результате отключения высокообводненных пластов. Эти результаты можно объяснить ослаблением влияния неоднородности коллектора по проницаемости и перераспределением потоков, так как из разработки в первую очередь отключаются наиболее высокопроницаемые пласты, по которым происходит опережающее обводнение скважин.
Для исключения негативных явлений, связанных с закачиванием неселективного материала в пласт, в нефтепромысловой практике разработан ряд технологий, исключающих попадание его в нефтенасыщенную часть коллектора: с применением пакеров, путем одновременно-раздельной закачки водоизолирующего состава и нефти и предварительное тампонирование нефтенасыщенной части коллектора высоковязкими углеводородными жидкостями. На преимущественной фильтрации водорастворимых смол типа ТСД-9 в обводненные зоны с низким фильтрационным сопротивлением основывается селективный метод изоляции. Однако из них широкое применение нашли только методы, в которых закачивание водоизолирующих материалов производится с использованием пакеров.
Второе направление разработки методов ограничения притока вод в скважины основывается на закачивании в пласт реагентов, избирательно снижающих проницаемость обводненных зон. Для селективного закупоривания путей водопритоков в научно-технической и патентной литературе предлагается большой перечень водоизолирующих материалов. Применение цементной суспензии на углеводородной основе для этой цели базируется на отверждении ее в водонасыщенной части пласта и при сохранении жидкого состояния в нефтенасыщенной из-за отсутствия воды для гидратации цементных частиц. Большинство проведенных работ завершается повторным вскрытием пласта перфорацией из-за отсутствия притока и многократного снижения продуктивности скважин, что можно объяснить гидратацией цемента остаточной водой и кольматацией перового пространства частицами цемента.
Указанного недостатка лишены фильтрующиеся в пласт водоизолирующие материалы, обладающие селективностью физико-химических свойств относительно нефти и воды. Анализ зависимости технологических процессов от свойств реагентов и механизма образования водоизолирующей массы, приводимых в научно-технической литературе, позволяет выделить пять групп селективных методов :
1. Методы селективной изоляции, основанные на образовании водоизолирующей массы, растворимой в нефти и нерастворимой в водной среде, с использованием таких материалов, как нафталин, парафин, растворенные в анилине, крезоле, ацетоне, спирте, и других перенасыщенных растворов твердых углеводородов в растворителях. Применяются вязкие нефти, эмульсии и другие нефтепродукты, нефтерастворимые смолы и латексы типа СКД-1. Селективная изоляция парафином осуществляется путем предварительного подогрева пласта или нагнетанием его в пласт в расплавленном виде. При охлаждении в водонасыщенной части парафин выпадает в осадок, а в нефтенасыщенной - он растворим. Могут применяться термопластичные полимеры - полиолефины, изменяющие свое физическое состояние под воздействием пластовой температуры. Наиболее доступны из них полиэтилен низкого давления (ПНД) и побочные продукты его производства, слабо растворяющиеся в воде, но разрушающиеся в углеводородной жидкости (керосине, бензине, нефти). Термопластичными полимерами обработано более 20 скважин на Малгобекском месторождении в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. Успешность операций составила 72 - 78 % при добыче дополнительно около 2,5 тыс. т нефти на одну скважино-обработку.
Из перечисленных реагентов промышленно внедрены только нефтерастворимые латексы и ПНД при ограничении водопритоков в скважины, т.е. при решении частных задач повышения охвата пласта заводнением в призабойных зонах пласта.
2. Вторая группа методов избирательного действия на обводненную часть пласта основывается на образовании закачиваемыми в пласт реагентами осадков в водонасыщенных зонах. Предлагается закачивать неорганические соединения, которые, реагируя между собой в водной среде, образуют гидрат закиси железа и силикагель. В результате гидролиза в обводненных зонах пласта образуется осадок - гипаносерно-кислотной смеси, кремнийорганических соединений (силаны) . Более прочную массу образуют кремнийорганические олигомеры, оказывающие продолжительный эффект воздействия на коллектор. Опытно-промышленные испытания указанных составов, произведенные в ОАО Татнефть, в Зап.Сибири, в Краснодарской области и месторождениях Грузии, показали возможность эффективного применения их для ограничения водопритоков в скважины.
Полиизоцианты, в частности, полиуретаны, в водной среде увеличиваются в объеме в 10 - 15 раз по сравнению с первоначальным. Проведенные институтом КазНИПИнефть на месторождении Узень промысловые испытания полиуретанового клея КИП-Д, отверждающегося только в водной среде, показали реальность осуществления ограничения притока воды в скважинных условиях с применением указанного реагента. Незначительность объема осадка и сложность технологии с применением полимеров удерживают широкое внедрение данной группы технологий в производство.
3. Третья группа селективных методов основана на взаимодействии реагентов с солями пластовых вод. На осаждении и структурировании ионами поливалентных металлов Са2+, Мg2+, Fе и других основаны методы ограничения движения воды в пласте с применением таких высокомолекулярных соединений, как производные целлюлозы и акриловых кислот. При смешении с водой производные целлюлозы образуют объемистый волокнистый осадок, сшитый катионами кальция. При взаимодействии производных целлюлозы и акриловых кислот с указанными катионами из раствора высаживается ряд сополимеров полиакриловой и метакриловой кислот с высокой степенью гидролиза. В нефтяной среде они сохраняют свои первоначальные физические свойства, обеспечивая тем самым селективность воздействия на нефтенасыщенную породу.
В отечественной нефтяной практике из полимерных материалов наиболее широко испытывались латексы и мылонафты, их способность образовывать водоизолирующую массу основывается на коагуляции полимера при смешении с минерализованной водой и сохранении первоначальных физических свойств в нефти. Однако полимеры, как водоизолирующий материал, по свойствам неравнозначны. Несмотря на одинаковые условия применения гипана, латекса ДВХБ-70 и мылонафта были получены совершенно различные результаты.
Из 40 скважино-обработок в НГДУ "Альметьевнефть" успешными были только 15. Анализ неудачных обработок показал, что ДВХБ-70 при взаимодействии с катионами пластовой воды образует крупные полимерные частицы, которые не фильтруются в пласт, а при излишке ПАВ, вводимых для стабилизации дисперсии латекса, полимер не высаживается. Аналогичные результаты были получены при испытании мылонафта, что не позволило создать эффективную технологию ограничения притока вод в скважины этими материалами. Положительные результаты были получены только в 1980 - 1984 гг. с использованием нефтерастворимых полимеров .
До 70-х годов в отрасли отсутствовали эффективные технологии и химреагенты для селективного воздействия на нефтенасыщенные пласты, что сильно затрудняло выработку коллекторов с остаточной нефтью. В АО "Татнефть" такая проблема стояла особенно остро из-за сосредоточенности значительных запасов нефти в водонефтяных пластах, насыщенных высокоминерализованной водой. Были разработаны технологии, основанные на применении ионогенных полимеров - гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) и сополимера МАК-ДЭА. В отличие от латексов и мылонафта растворы этих полимеров, несмотря на мгновенную реакцию с электролитом, сохраняют свою подвижность, что объясняется образованием структурированного слоя только на поверхности полимерного раствора. Механизм образования водоизолирующей массы указанными полимерами основывается на структурировании полимерного раствора и отверждении осадка в электролите, содержащем катионы поливалентных металлов. Опытно-промышленные работы показали высокую эффективность технологий с применением этих полимеров в терригенных отложениях с минерализованной пластовой водой и возможность применения сополимера МАК-ДЭА в карбонатных коллекторах. Все это позволило впервые в отечественной нефтяной практике создать селективный метод ограничения водопритоков в скважины, внедренный в отрасли в промышленных масштабах.
4. Четвертую группу составляют методы, селективность воздействия которых основывается на взаимодействии реагента с поверхностью пород, покрытых нефтью. К этой группе относятся методы с применением частично гидролизованного ПАА, мономеров акриламида, гипаноформальдегидной смеси (ГФС) и др..
Количество сорбируемого полимера, как известно, зависит от вещественного состава пород, заряда их поверхности и свойств насыщающих жидкостей. Известняк по сравнению с кварцем обладает значительно большей адсорбционной активностью вследствие повышенной концентрации ионов Са2+. Этим можно объяснить увеличение адсорбционной активности кварца при контакте с полимерными растворами, содержащимися в малых количествах СаСl2.
Ионы Са2+, сорбируемые поверхностью кварца, служат связующими мостами между твердой фазой и молекулами полимера. Это необходимо учитывать при выборе полимера при проектировании технологического процесса. При адсорбционном и механическом удержании полимера в пласте возникает остаточный фактор. Величина его, определяемая как соотношение подвижности воды до и после обработки пористой среды полимерным раствором зависит от минерализации воды, молекулярной массы полимера, степени гидролиза и проницаемости пористой среды. В нефтенасыщенных породах от 3 до 8 раз ниже, чем в водонасыщенных, что объясняется сродством полимерных частиц с органическими соединениями нефти. К тому же в нефтенасыщенной части пласта ухудшаются условия для адсорбционного и механического удержания частиц полимера из-за образования пограничного слоя асфальтенов и смол на поверхности породы.
Возможность эффективного применения полиакриламидов в качестве селективного водоизолирующего материала подтверждена отечественной и зарубежной нефтепромысловой практикой. Так, на Арланском месторождении путем закачивания ПАА через эксплуатационный фильтр в 10 скважинах дополнительно из обводненного коллектора извлечено 29,7 тыс. т нефти, на Радаевском (Самарская область) - 3,4 тыс. т при успешности работ на 90 %. Аналогичные результаты получены на Мид-Континенте (США) в 120 скважинах - закачиванием полимерного раствора в добывающие скважины достигнуто резкое сокращение водонефтяного фактора.
Факторами, снижающими эффективность применения растворов ПАА при ограничении притока вод в добывающие скважины, являются минерализация воды и высокая проницаемость пластов; фильтрационное сопротивление пористой среды в этих условиях изменяется незначительно. С целью совершенствования технологии применения ПАА предложено совместно и раздельно закачивать его с катионами поливалентных металлов: Fе3+, Сu2+, Сг3+, Zп2+, Со2+, А13+, которые участвуют в сшивке гидролизованных макромолекул и в образовании геля в пластовых условиях.
По механизму образования полимерной массы и селективности действия на коллектор способы применения водных растворов мономеров акриламида и гипаноформалиновой смеси (ГФС) отличаются от описанных выше методов тем, что в пластовых условиях образуется полимерная масса с трехмерной пространственной структурой. Избирательность действия ГФС на движение вод в коллекторе обеспечивается низким сцеплением новообразований с поверхностью, покрытой нефтью, - при создании депрессии на забое они вытесняются из пласта. Промысловые испытания на Ромашкинском, Туймазинском, Серафимском нефтяных месторождениях подтвердили реальность достижения указанного принципа воздействия на частично обводненные пласты. Несмотря на закачивание указанных растворов через эксплуатационный фильтр скважины, происходит рост дебита нефти при ограничении поступления воды.
5. Пятую группу составляют методы, основанные на гидрофобизации пород призабойной зоны с применением ПАВ, аэрированных жидкостей, полиорганосилоксанов и других химпродуктов. Механизм действия этой группы методов заключается в снижении фазовой проницаемости для воды, в образовании пузырьков газа, которые достаточно прочны в водной среде и легко разрушаются в присутствии нефти. Основной недостаток этих методов состоит в низкой эффективности в условиях интенсивного отбора жидкости из пласта и высоких давлений нагнетания при заводнении, характерных для современных методов разработки.
Образование водоизолирующей массы в результате взаимодействия химреагентов с пластовыми жидкостями является характерной особенностью селективных методов ограничения притока вод в скважины. В некоторых методах компоненты продуктивного пласта являются наполнителями или структуро-образователями, что указывает на возможность использования их в качестве водоизолирующего материала. Сохранение подвижности нефти после закачивания водоизолирующих материалов с избирательными свойствами позволяет закачивать их в удаленные от скважины обводненные зоны пласта и тем самым решать практические задачи увеличения охвата воздействием пласта в целом.
Изучение механизма действия их на продуктивный пласт позволило выделить три принципа, характеризующие методы ограничения движения вод в пласте:
1) отключение обводненного интервала пласта из разработки;
2) избирательное снижение проницаемости обводненной зоны пласта;
3) изменение фазовой проницаемости пород.
Избирательность взаимодействия химреагентов с компонентами продуктивного пласта является одним из главных условий эффективного управления фильтрацией жидкостей в нефтеводонасыщенном коллекторе на основе изменения фильтрационного сопротивления его в обводненных зонах.
Большинство известных из научно-технической литературы методов исходят из принципиальной возможности получения водоизолирующего материала на основе химических реакций. В ОАО "НИИНефтепромхим" проведен детальный анализ состояния работ по разработке и внедрению методов ограничения притока вод в добывающие скважины с применением химпродуктов. По результатам этих исследований было установлено следующее.
1. Крайне неравномерно распределение применения химреа-гентов для ограничения водопритоков в скважины по нефтедобывающим объединениям. Из 18,6 тыс. т химреагентов большая часть - 12,5 тыс. т использована в АО "Татнефть". В нефтегазодобывающих предприятиях, кроме АО "Татнефть", АНК "Башнефть", "Куйбышевнефть", "Краснодарнефтегаз", применяется лишь 21 %, что указывает на большие резервы добычи дополнительной нефти за счет применения химреагентов.
2. В нефтяной отрасли было разработано свыше 44 водоизолирующих составов с использованием 56 различных химпродуктов. Из них только 11 находятся на стадии внедрения, 20 -на стадии опытно-промышленных испытаний, 4 технологии испытываются в промысловых условиях и 9 - на стадии теоретических и лабораторных исследований.
3. Водоизолирующие работы проводились в основном с применением отечественных химпродуктов. По количественному отношению они распределяются так:
а) полимеры - 76,1 % от общего количества, из них 74,74 % занимают полимеры акриловых кислот;
б) фенолоформальдегидные и другие смолы - 10,53 %;
в) неорганические кислоты и кремнийорганические соединения - 1,97 %;
г) другие химпродукты - 10,79 % .
В отрасли 63,43 % химреагентов применяются по технологиям, разработанным институтами ТатНИПИнефть и НИИнефтепромхим.
4. Большинство методов рассчитано на закачивание концентрированных растворов химреагентов в количестве от 5 до 25 м3, т.е. предназначены для воздействия на призабойную зону пласта добывающих скважин. За пределами этой зоны фильтрационные характеристики сохраняются на прежнем уровне, что не позволяет увеличивать охват коллектора заводнением.
5. Поздние стадии разработки нефтяных месторождений не обеспечены эффективными методами воздействия на обводненные зоны продуктивного пласта, доступными на промыслах и обеспеченными дешевыми водоизолирующими материалами.

ХИМПРОДУКТЫ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА
Для решения практических задач повышения охвата продуктивного пласта воздействием на поздней стадии эксплуатации, при стационарном режиме заводнения основным условием является увеличение фильтрационного сопротивления обводненных зон. В литологически неоднородных пластах для этой цели применяется тампонажный цемент, позволяющий отключить из разработки высокопроницаемые обводненные интервалы и тем самым снизить неоднородность эксплуатационного объекта. В частично выработанных пластах с внутренней неоднородностью одним из основных условий решения указанной задачи является фильтруемость водоизолирующего состава в пористую среду. Наиболее полно указанному требованию отвечают, как показали результаты детального анализа свойств применяемых в нефтепромысловой практике химпродуктов, водоизолирующие составы, представляющие собой композицию реагентов с различными физико-химическими свойствами.
Основную группу химпродуктов составляют реагенты, создающие в пластовых условиях закупоривающую массу - синтетические смолы, сополимеры акриловых кислот, латексы, полиуретаны и др. К вспомогательным отнесены химические реагенты, выполняющие роль отвердителя, осадителя, стабилизатора, наполнителя, модификаторов, регулирующих физико-химические и эксплуатационные свойства основного водоизолирующего материала. В их число входят формалин, уротропин, полиэтиленполиамин (ПЭПА), хлористый кальций, бензолсульфокислота, соляная и алкилированная серная кислоты. При их отсутствии водоизолирующие составы в пластовых условиях не образуют закупоривающий материал с необходимыми свойствами.
К наполнителям - модификаторам отнесены производственные целлюлозы, органические производные кремния (аэросилы), НЧК, кислый гудрон, смолы ФР-12 и ТС-10 в составе ВУС на основе полиакриламида. В качестве стабилизаторов используют производные целлюлозы. В ассортимент не включены некоторые поверхностно-активные вещества (ДС-РАС, КССБ, сульфанолы), используемые для стабилизации аэрированных жидкостей.
По физико-химическому принципу образования закупоривающей массы в пластовых условиях все водоизолирующие материалы подразделены на три большие группы: отверждающиеся, осадкообразующие и гелеобразующие. Некоторые реагенты относятся к двум классам: осадко- и гелеобразующему, например, полимеры кислот акрилового ряда. Подробнее данная классификация обоснована в работе . Основные положения ее состоят в следующем.
В группу отверждающихся входят все синтетические смолы и реагенты, относящиеся к классу олигомерных соединений. Синтетические смолы участвуют в образовании полимерной массы в присутствии отвердителя независимо от свойств насыщающей пласт жидкости. К этому классу водоизолирующих материалов относятся:
-отверждающиеся под действием отвердителя (формальдегида) смолы сланцевых фенолов, резорцинформальдегидные смолы (ТСД-9, СФН-3012, ВР-1). Катализаторами отверждения могут служить щелочи, например, каустическая сода, а в отдельных случаях - соляная и бензолсульфокислоты. Продукты отверждения - нерастворимые полимеры сетчатого строения, которые могут в своем составе содержать минеральный наполнитель;
-отверждающаяся в присутствии формалина под действием органических и минеральных кислот мочевиноформальдегидная смола (МФ);
-отверждающаяся под действием щелочи ацетонформальдегидная смола (АЦФ-3), которая может использоваться и с минеральным наполнителем;
-отверждающиеся по механизму полимеризации в присутствии триэтаноламина эпоксидные смолы, а также алкилрезорциновая эпоксифенольная смола (АЭФС), отверждающаяся по механизму поликонденсации в присутствии полиэтиленполиамина. Полимеризующиеся композиции обладают повышенной адгезией к металлу, что позволяет использовать их для герметизации эксплуатационных колонн и в качестве смазки для резьбовых соединений .
Кроме смол в эту группу входят образующиеся в присутствии инициирующих добавок в сплошную полимерную массу с трехмерной пространственной структурой мономеры акриламида в условиях высоких температур стирола. Под действием воды вследствие гидролитической поликонденсации отверждаются кремнийорганические олигомеры - дихлоргидро-окиси-полиорганосилоксаны, хлорсиланы марок ТСЭ, ТСМ, ТСК. Для образования полимерного тампонажного материала трехмерной структуры в качестве сшивающих агентов применяют органохлортрисилоксаны, которые добавляются к олигомерам. Изоционатные олигомерные соединения (УФП-50 АО, клей КИП-Д), относящиеся к классу уретановых форполимеров, отверждающихся по механизму реакции полиприсоединения.
Из неорганических соединений к этой группе относятся: жидкое стекло, которое под действием соляной кислоты из гелеобразного состояния переходит в нерастворимый кремнезоль. Без воздействия извне в гелеобразное состояние переходят такие композиции акриловых кислот, как ВУС, ГФС, которые образуют сплошную массу в пласте в результате действия структурообразователей (формалина, смолы ТЭГ и других добавок).
Классификация водоизолирующих материалов на основе полимеров и полимеробразующих мономеров позволяет детализировать механизм образования водоизолирующей массы по классу материалов и применение реагентов по физико-геологическим и технологическим условиям разработки залежи. Исследования на кернах показывают, что растворы мономеров акриламида, превращающиеся в полимеризованную массу в присутствии инициаторов, могут эффективно применяться для ограничения движения вод в низкопроницаемых коллекторах, в которых использование других реагентов малоэффективно.
Олигомерные соединения, содержащие реакционноспособные группы, могут вступать в реакции полимеризации, поликонденсации и полиприсоединения, создавая отверждающуюся массу для отключения пластов и герметизации колонн. Группа осадкообразующих химпродуктов, применяемых на промыслах, представлена в основном полимерами, механизм образования водоизолирующей массы которых базируется на взаимодействии химпродуктов с пластовыми жидкостями и породами. Эта способность позволяет широко использовать осадкообразующие полимеры для избирательного воздействия на обводненные зоны пласта.
В методе ограничения притока вод в добывающие скважины с применением концентрированной серной кислоты используются все три принципа образования водоизолирующей массы:
1) взаимодействуя с карбонатными составляющими пород и солями пластовых вод, серная кислота образует осадок - малорастворимый гипс;
2) в присутствии серной кислоты происходит полимеризация и поликонденсация асфальтенов и смол, содержащихся в нефти с образованием кислого гудрона;
3) при высоких температурах под каталитическим действием серной кислоты кислый гудрон превращается в отвержденную массу.
Ввиду превалирования процесса осадкообразования при взаимодействии с компонентами продуктивного пласта серная кислота отнесена к осадкообразующим.
Классификация химпродуктов по функциональному назначению и механизму физико-химических превращений показывает, что в процессе образования водоизолирующей массы в пластовых условиях взаимодействие закачиваемых реагентов с компонентами продуктивного пласта является основным фактором, определяющим характер воздействия их на коллектор. Избирательность указанного процесса относительно нефте- и водонасыщенных зон служит предпосылкой применения композиции для регулирования изменения фильтрационных характеристик на основе пород коллектора в удаленных участках. При этом проницаемость пласта для нефти не снижается. Взаимодействие ряда реагентов с элементами пластовой системы способствует усилению образования водоизолирующей массы, повышая тем самым эффективность и надежность метода. На этом принципе созданы селективные методы ограничения притока минерализованных вод ионогенными полимерами типа гипана, сополимера МАК-ДЭА, концентрированной серной кислотой в смеси с нефтью.

СЕЛЕКТИВНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ
Один из важных этапов решения проблемы повышения охвата пластов заводнением на поздней стадии эксплуатации - это обеспечение избирательности воздействия закачиваемых реагентов на обводненные зоны коллектора при сохранении проницаемости нефти. Анализ эффективности методов ограничения притока вод в добывающие скважины и движения их в коллекторе в зависимости от физико-химических свойств реагентов, геолого-технических условий, области их применения, а также механизма ограничения движения вод в скважины дан в работах.
Сущность применяемых на промыслах методов ограничения притока вод в скважины сводится к избирательному воздействию на пути водопритоков и источник обводнения водоизолирующими материалами, а также техническими средствами.
Решение практических задач повышения охвата пласта заводнением при закачивании водоизолирующих материалов основывается на заполнении ими путей водопритоков в призабойной зоне или самом пласте. В зависимости от влияния водоизолирующих материалов на проницаемость нефтенасыщенной части пласта методы ограничения притока вод в скважины делятся на селективные и неселективные, что определяется главным образом физико-химическими свойствами этих материалов. Результат ограничения притока вод носит неселективный характер при использовании материала, который независимо от насыщенности среды нефтью, водой или газом образует экран, длительное время не разрушающийся в пластовых условиях. В итоге происходит отключение коллектора в данной скважине из разработки. Этим и определяется основное требование к технологии работ данной группы методов - точное определение местоположения обрабатываемого пласта.
Для повышения охвата частично обводненного пласта заводнением необходимо избирательно снизить проницаемость водонасыщенных зон или полностью закупорить их. Возможность выполнения этих условий достигается при фильтрации водоизолирующего состава только в обводненный интервал пласта или когда закачиваемый реагент не снижает проницаемость нефтесодержащих интервалов. Как показывает практика водоизоляционных работ, наибольшая эффективность достигается при сочетании указанных факторов. Для решения этой задачи предпочтительнее применение реагентов или композиций, обладающих избирательными физико-химическими свойствами относительно нефти и воды. Как показали результаты промысловых применений селективных методов изоляции притока воды в скважины, важно использовать принцип избирательности при взаимодействии химреагентов с компонентами пластовой системы. Это позволяет увеличивать фильтрационное сопротивление обводненных зон пласта.
Другим важным фактором избирательного действия реагентов на пути движения вод в коллекторе является гидродинамическая обстановка в пласте, обусловленная неоднородностью его по проницаемости, свойствами насыщающих жидкостей и режимами фильтрации. Прорыв закачиваемых и пластовых вод по зонам с высокими фильтрационными характеристиками приводит к образованию высокопроницаемых зон. При этом условия для закачивания реагентов в обводненную зону улучшаются и эффективность избирательного ограничения движения вод возрастает.
Селективное воздействие химпродуктов основывается на различии физико-химических свойств пластовых жидкостей (нефти и воды) и физико-геологических особенностях строения продуктивного объекта, определяющих гидродинамическую обстановку коллектора. Инертность закачиваемых реагентов относительно углеводородных жидкостей исключает химическое взаимодействие с образованием закупоривающей массы в нефтенасыщенных интервалах, а преимущественная фильтрация водоизолирующего состава в обводненные зоны способствует сохранению проницаемости коллектора для нефти.

ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА И СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ВОД ПРИ ЗАВОДНЕНИИ
Анализ свойств и классификация химпродуктов по механизму образования водоизолирующей композиции в пластовых условиях показал, что воздействие их на обводненный пласт основывается на физико-химическом взаимодействии с породой и насыщающими флюидами. В подавляющем большинстве работ, посвященных способам ограничения движения вод в пластах, физико-химические аспекты рассматриваемого процесса исследуются применительно к отдельным реагентам и условиям коллектора без учета совокупного множества факторов взаимодействия с пластовой системой. Закономерности физико-химического взаимодействия в системе технологическая жидкость -пласт изучены недостаточно для обоснования и прогнозирования выбора химреагентов и эффективного воздействия на обводненные пласты на различных этапах разработки залежей.
Взаимодействие закачиваемых реагентов с компонентами пластовых жидкостей и пород рассматривается как один из основных факторов изменения фильтрационных характеристик коллектора. Экономически выгодно использовать такие химические продукты, которые способствуют превращению компонентов пластовых жидкостей и пород в водоизолирующий состав. Пластовая вода, нефть и порода рассматриваются не только как компоненты взаимодействующей системы, но и как потенциальные источники сырья для создания в коллекторе водоизолирующей массы, необходимой для изменения направления движения закачиваемой воды.
Учет изменчивости состава и свойств пластовых вод по месторождению, горизонтам и во времени при заводнении коллекторов является одним из основных факторов, определяющих выбор метода и реагента для воздействия на пласт. Другим не менее важным фактором является химическая активность пород по отношению к технологическим жидкостям. Для разработки эффективной технологии, основанной на использовании компонентов пластовых жидкостей и пород, необходимы подробные сведения о составе и свойствах пород, закономерностях изменения их при заводнении, устойчивости пород к разрушению при взаимодействии с химреагентами. Для оценки применимости водоизолирующих материалов для условий разработки месторождения необходим дифференцированный подход к изучению свойств пластовой воды, нефти и химического состава пород. Состав пластовых вод при разработке нефтяных месторождений путем заводнения подвергается глубоким изменениям по химическому составу, степени минерализации и физическим свойствам, что, в свою очередь, отражается на фильтрационных характеристиках пород. Анализ большого промыслового материала по нефтяным месторождениям Урало-Поволжья, Западной Сибири и других нефтедобывающих регионов и экспериментальных исследований позволяет выявить ряд закономерностей изменения состава вод при заводнении нефтяных пластов. Методически эти исследования сводятся к систематическому определению состава добываемых вместе с нефтью вод в течение продолжительного времени разработки залежей, вплоть до полного обводнения закачиваемой водой. В результате исследований установлена зависимость ионного состава пластовой воды от ее плотности, что позволило разработать методику прогнозирования изменения состава вод. Результаты этих исследований могут быть использованы при выборе способов изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах.
Как известно, основными веществами, растворенными в пластовых водах, являются хлориды, сульфаты и карбонаты щелочных и щелочноземельных металлов. Диссоциируя в воде, указанные соединения образуют ионы Nа+, К+, Са2+, Мg2+, С1 , SО2, НСО3. В небольших количествах встречаются NН4+, N03, Вr, I, и др. Результаты исследования ионного состава пластовых вод 152 месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири и полуострова Мангышлак показывают, что в них до начала закачки пресных вод содержалось до 26 различных компонентов. Пластовые воды отличаются количественным содержанием ионов, которое изменяется по месторождениям, а на одном и том же месторождении по стратиграфическим горизонтам. Результаты исследований химического состава вод на заводняемых пресной водой участках 22 нефтеносных площадей Ромашкинского месторождения по горизонту Д1 показали, что со временем они приближаются к составу закачиваемых вод. При этом закономерности изменения плотности воды, косвенно связанные с изменением минерализации ее в процессе заводнения залежей, для каждой скважины носят индивидуальный характер. Известная формула, показывающая зависимость плотности пластовой воды от минерализации не позволяет определять содержание отдельных компонентов, необходимых для количественной и качественной оценки их роли в образовании водоизолирующей массы при взаимодействии с химреагентами.
Для получения эмпирической зависимости содержания ионов от плотности воды, поступающей в скважину вместе с нефтью, был проанализирован состав вод по скважинам, эксплуатирующимся в течение длительного времени. Для основных ионов пластовой воды горизонта Д1 Ромашкинского месторождения -Nа+, К+, Са2+, Мg, - указанная зависимость в пределах изменения плотности пластовых вод 1030 - 1185 кг/м носит линейный характер. В отличие от основных компонентов пластовой воды концентрации ионов SO4 , НСОз , рН среды при снижении плотности извлекаемой воды увеличиваются. Максимальные значения содержания S04 наблюдаются при плотности 1020 -1080 кг/м. По мере снижения плотности до 1020 кг/м3 имеющие кислую среду воды девонского и бобриковского горизонтов (рН = 4,2-6,2) приобретают слабощелочную (рН - 7,0-7,5) реакцию, приближаясь к рН закачиваемой воды.
По микрокомпонентному составу воды девонского и бобриковского горизонтов относятся к бромисто-железистым. В бобриковском горизонте содержание микрокомпонентов в 2 - 2,5 раза меньше, чем в водах девона, что согласуется с выводами других исследователей о росте их концентрации с увеличением глубины залегания пластов. При снижении плотности воды концентрация микрокомпонентов в попутной воде уменьшается.
Содержание ионов в пластовой воде различается как по отдельным месторождениям, так и по разрезу одной и той же залежи, кроме того, общая минерализация и химический состав вод существенно изменяются в процессе заводнения, поэтому необходим дифференцированный подход к выбору химреагентов. С целью оптимального применения химреагентов в технологических процессах необходимо прогнозировать и учитывать изменение состава пластовых вод.
В пластовых водах кроме неорганических соединений содержатся нафтеновые и гуминовые кислоты и бензол. В водах бобриковского и девонского горизонтов концентрация нафтеновых кислот колеблется в пределах 2,3 - 3,8 г/л, гуминовых 1,7 - 2,0 мг/л. Воды нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири, полуострова Мангышлак и других районов содержат богатую и разнообразную микрофлору. Результаты экспериментов показали, что жизнедеятельность микрофлоры пластовых вод приводит к биологическому разложению частично гидролизованных полиакриламидов на 60 - 70 %, что приводит к снижению вязкости раствора полимера в 1,5 -2,6 раза.
Таким образом, состав и свойства пластовых вод при заводнении нефтяных залежей изменяются в широких пределах. При решении практических задач по выбору способов воздействия на нефтеводонасыщенные пласты этим и обусловливается необходимость детального изучения их и прогнозирования на определенный период как одного из основных факторов, определяющих выбор химреагента и эффективность его применения.

ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ НЕФТЕЙ С ВОДОИЗОЛИРУЮЩИМИ МАТЕРИАЛАМИ
Состав и свойства нефтей различных месторождений, как углеводородного сырья, хорошо изучены применительно к технологическим процессам нефтевытеснения и интенсификации добычи и подготовки ее на промыслах. Содержание углеводородов в нефти превышает 75 %, а доля неуглеводородных компонентов, таких как сера, кислород и азот, а также металлоорганических компонентов и органических солей колеблется в широких пределах. В пластовых условиях активность определяется главным образом близкими по своим физическим и химическим свойствам асфальто-смолистыми компонентами с молекулярной массой более 500-600. В отличие от смол, имеющих молекулярную массу 500 - 1000, асфальтены нерастворимы в низших метановых углеводородах С3-С5, имеют более высокую молекулярную массу (1000 - 5000).
В диспергированном состоянии асфальтены не соединяются в большие ассоциаты и не осаждаются из нефти и битума, что объясняется расположением алифатических заместителей по краям асфальтеновых молекул, и в зависимости от химического состава нефти асфальтены могут находиться в виде истинных или коллоидных растворов. В высоковязких нефтях асфальтены находятся в коллоидном состоянии, т.е. они представляют дисперсную фазу, а углеводороды и смолы - дисперсионную среду.
Смолы и асфальтены - наиболее полярные компоненты нефти, что обусловлено наличием гетероатомов и функциональных групп. В асфальтенах содержится до 0,2 % (масс.) ванадия и 0,06 % никеля, образующих металлоорганические комплексы (порфирины). Поверхностная активность порфиринов зависит от содержания в их молекулах карбоксильных групп, придающих молекуле четко выраженный полярный характер. С увеличением содержания порфиринов поверхностная активность асфальтенов, а следовательно, и нефтей, повышается.
В процессах вытеснения нефти из пористой среды основное внимание уделяется таким параметрам, как межфазное натяжение, вязкость, а при добыче нефти - выделению ее отдельных компонентов (парафинов и асфальтосмолистых веществ). Влияние нефтей на свойства химически активных водоизолирующих материалов практически мало изучено, хотя взаимодействие их является сложным процессом, сопровождающимся образованием соединений с новыми свойствами. При этом необходимо учитывать такие противоречивые особенности технологического процесса, как закупоривание обводненных зон пласта при увеличении проницаемости относительно нефти.
Свойства нефтей необходимо рассматривать, с одной стороны, для выявления возможности селективного воздействия на продуктивный пласт, с другой - для изыскания таких реагентов, которые при взаимодействии с нефтью образуют в нефтенасыщенном коллекторе водоизолирующую массу.
Многие нефти в пластовых условиях обладают структурно-механическими свойствами. Поверхностно-активные компоненты нефти образуют пространственную структуру, препятствующую движению нефти в пористой среде. Вязкость пластовой воды, как правило, не превышает 1,4 - 1,9 мПа-с, что в несколько раз ниже вязкости нефти. Эта особенность свойств пластовых жидкостей, обусловливающая различный характер сопротивления пористой среды, способствует избирательному нагнетанию технологической жидкости в обводненную часть пласта и была использована на Туймазинском месторождении при селективном ограничении водопритоков в добывающие скважины с применением отверждающих смол ТСД-9 и на Самотлорском - с применением глинистой суспензии. Нефть по своим поверхностным свойствам относится к гидрофобным жидкостям, чем обусловливается низкая фазовая проницаемость пород для гидрофильных водоизолирующих составов.
Избирательное действие реагентов способствует изменению свойств поверхности пород, находящихся в контакте с нефтью. Нефти, содержащие нафтеновые кислоты, проявляют высокие поверхностно-активные свойства относительно щелочей. Проницаемость нефтенасыщенной части коллектора сохраняется после обработки пластов ионогенными полимерами типа ПАА при существенном уменьшении ее в водо-насыщенной части в результате адсорбции на поверхности породы и механического удержания полимерных частиц. В нефтяной среде частично гидролизованные полиакриламиды не проявляют свои ионогенные свойства и адсорбируются значительно меньше, чем в водной среде. Как показали результаты исследований на линейных моделях пласта с пористой средой из кварцевого песка, при одинаковых условиях фильтрационное сопротивление нефтенасыщенных интервалов снижается существеннее, чем водонасыщенных.
Более низкое фильтрационное сопротивление нефтенасыщенной пористой среды по сравнению с водонасыщенной при обработке указанными полимерами связано не только с адсорбционными процессами, но и взаимодействием полимеров с нефтью. Как показали результаты экспериментальных исследований, при смешении раствора гипана с нефтью, как и с эмульсией электролитов, образуется подвижная масса, которая сохраняет свою подвижность и после интенсивного перемешивания. Однако ввиду быстрого расслоения смеси на гипан и эмульсию не всегда удавалось оценить ее вязкость вискозиметром ВПЖ-3. Во всех случаях в присутствии нефти гипан не высаживался из раствора, в том числе и при длительном хранении смеси. Отсутствие обменных реакций между частично гидролизованным ионогенным полимером и низкомолекулярными электролитами при наличии нефти можно объяснить наличием углеводородной оболочки на поверхности полимерного раствора, экранирующей катионы, образующейся в результате взаимодействия функциональных групп полимера с химически активными компонентами нефти. Таким образом, селективность воздействия ионогенных полимеров на нефтеводонасыщенный пласт основывается не только на высаживании полимера катионами пластовых вод, как утверждается во многих работах, но и на взаимодействии с нефтью.
Возможность получения водоизолирующих композиций в пласте с участием нефти основывается на следующих ее свойствах. Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ) подвергаются таким химическим превращениям, как окисление, галогенирование, гидрирование, хлорметилирование и конденсация асфальтеновых концентратов с формальдегидом. В условиях высоких температур (более 370 К) сульфирование САВ приводит к образованию полифункциональных катионитных мембран, которые могут быть использованы как водоизолирующий материал. Реакция может протекать и при низких температурах с образованием кислого гудрона и других сульфопродуктов. Исследования показали, что количество и свойства образующегося кислого гудрона зависят от содержания в нефти асфальтенов и смол. Так, на Ромашкинском месторождении с учетом одинаковых объемов из нефти девонского горизонта при взаимодействии с серной кислотой выделяется в 2,7 раза меньше кислого гудрона, чем из нефти верхнего карбона. Методические вопросы этих исследований приводятся в работах. При превращении кислого гудрона в водоизолирующую массу его вязкость со временем в результате структурирования смол и асфальтенов возрастает до (9 - 11)-103 мПа-с. Исследование свойств нефтей, проведенные применительно к решению задач охвата пластов воздействием, позволили разработать новые методы ограничения притока вод в добывающие скважины с применением нефтесернокислотной смеси (НСКС). Метод основывается на превращении асфальтенов и смол нефти в кислый гудрон в условиях обводненного пласта. На этой же основе разработан метод с учетом высокотемпературных условий (373 - 473 К), когда в пласт закачиваются отходы процесса алкилирования парафиновых углеводородов олефиновых фракций в присутствии Н25О4. При высоких температурах в результате реакции сульфирования, разложения сульфосоеди-нений окисиления образуется твердый продукт. В первом и во втором методе продуктивный пласт служит реактором термохимических процессов взаимодействия кислоты с нефтью и другими элементами пластовой системы.

СВОЙСТВА ПОРОД ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
В системе пласт - технологическая жидкость, породы являются, с одной стороны, средой, вмещающей пластовые и технологические жидкости, а с другой - активным компонентом взаимодействующей системы. По изменению коллекторских свойств пород в результате взаимодействия оценивается эффективность применения химреагентов для воздействия на обводненный пласт. Изучение физико-химических свойств пород обусловливается изысканием таких реагентов, которые при взаимодействии с ними в нефтеводонасыщенном пласте могут образовывать водоизолирующую массу. Известно, что минеральный состав породы обусловливает ее коллекторские (фильтрационно-емкостные), физико-химические (адсорбционные) и химические свойства. При закачивании реагентов в пласт наряду с процессами адсорбции и изменения поверхностных свойств происходит также химическое взаимодействие реагентов с минеральными составляющими коллекторов.
Продуктивные пласты основных месторождений представлены терригенными и карбонатными отложениями. Типичным для терригенных отложений является замещение коллекторов, представленных песчаниками и алевролитами, глинистыми породами, что обусловливает литологическую неоднородность По гранулометрическому составу породы коллектора в терригенных отложениях, в частности горизонта Д1 месторождений Урало-Поволжья, содержат размеры зерен 0,06 - 0,14 мм до 87 - 92 %, частицы мелко-алевролитовые (0,01 - 0,05 мм) -до 6- 10% и пелитовые (менее 0,01 мм) - до 2 - 3 % . По минеральному составу песчано-алевролитовая фракция этого горизонта является мономинеральной, содержание кварца в ней составляет 98 - 99 %. В небольшом количестве присутствуют полевые шпаты, мусковиты и обычный комплекс акцессорных минералов. Пелитовая фракция представлена полиминеральным составом, в котором преобладают кварц и кальций. В глинистой фракции (мелко-пелитовая с размерами зерен менее 0,001 мм) преобладает каолинит, в несколько меньшем количестве присутствуют гидрослюда, галлуазит, кварц и кальций. В девонских песчаниках содержится около 1 % этой фракции, и, присутствуя в виде незначительной примеси, она приводит к уплотнению породы и развитию скварцования. В еще меньшем количестве в цементирующем материале отмечается присутствие регенерационного кварца и карбонатного цемента. В полимиктовых коллекторах месторождений п-ова Мангышлак, Среднего Приобья и Западной Сибири цементирующий материал в породах преимущественно глинистый, присутствует также регенерационный кварц. Алевролиты по минеральному составу не отличаются от песчаников, но более глинисты и карбонатны. Содержание последних достигает 9 %.
Размеры пор для пород терригенных отложений распределяются следующим образом: до 12 мкм - 16,65 %; от 12 до 16,8 мкм - 62,69 %; от 16,8 до 22,5 мкм - 16,26 %, от 22,5 до 32,05 мкм - 4,4 %. Преобладание в продуктивном пласте каналов диаметром от 12 до 16,8 мкм (62,69 %) является предпосылкой для неравномерной фильтрации жидкостей.
Большинство минералов, встречающихся в породах, имеют отрицательный потенциал. Исключение составляет СаСОз, который в зависимости от происхождения может иметь либо "+", либо "-" потенциал. Карбонаты неорганического происхождения (кальцит, арагонит, доломит, сидерит, перекристаллизованные чистые известняки, мрамор) в водных растворах электролитов обнаруживают положительный потенциал, а органического происхождения (ископаемые кораллы, современные и древние ракушники) могут иметь отрицательный потенциал. Наличием заряда на поверхности обусловливается одно из важных физико-химических свойств пород продуктивного пласта - адсорбция, которая в определенных условиях способствует удержанию в пласте полимеров, ПАВ и других реагентов. Частицы этих реагентов могут "пришиваться" к породе, например, в результате взаимодействия с катионами поливалентных металлов, находящимися на поверхностных адсорбционно-активных центрах.
Взаимодействие химпродуктов с породами продуктивных пластов основывается на их химическом составе и способности к обменным реакциям. Применительно к решению задач ограничения движения вод с использованием компонентов породы представляют интерес процессы, приводящие к изменению структуры минералов с выделением новых продуктов, которые могут служить наполнителями в водоизолирующем составе или выполнять другие функции в зависимости от свойств реагентов. Указанная особенность свойств пород наиболее полно характеризуется энергией поглощения породами различных катионов, которая зависит от атомной массы и валентности и возрастает с их увеличением.
Общая сумма обменных катионов составляет обменную емкость, величина которой зависит от величины коллоидного комплекса, минералогического состава и рН раствора. Особое положение занимает водородный ион, по энергии поглощения он превышает Са2+ и находится между кальцием и алюминием. Являясь наиболее активным агентом химического разрушения горных пород, он, как следует из энергетических расчетов, не только не требует энергии извне для разрыва связей в решетке минералов, но и способствует при этом ее выделению. Высокая активность Н+ в химическом разрушении минералов объясняется тем, что, обладая ничтожными размерами, он легко проникает в решетку минерала и разрывает связи, для чего необходимы наличие "дырки" в кристаллической решетке и дефицит положительных зарядов в ней. В этом отношении наиболее благоприятными оказались минералы, содержащие, во-первых, крупные катионы Nа+, К+, Са2+ в кристаллической решетке (полевые шпаты, амфиболы, пироксены, слюды) и, во-вторых, обладающие наибольшим количеством дефектов в структурах (алюмокислородные тетраэдры и др.). Благодаря несоизмеримости, например в структуре силикатов ребер кремнекис-лородных тетраэдров с размерами крупных катионов, водород легко проникает в решетку этих минералов и образует с кислородом в вершине алюмосиликатных тетраэдров прочную ОН" группу, разрывая кислородные мостики S4+-О-А1. Наиболее устойчивы к разрушению минералы, не содержащие крупные катионы типа кварца.
Наименее активными компонентами пород являются зерна кварца (кремнезема), которые могут растворяться только в плавиковой кислоте и медленно в растворах щелочей. Растворы кислот (серной, соляной и др.) в первую очередь взаимодействуют с карбонатными породами и цементом. Известняк (СаСО3), доломит СаМg(СО3)2, магнезит (МgСОз) легко растворяются в соляной и азотной кислотах. При взаимодействии карбонатных пород с серной кислотой образуется малорастворимый гипс, объем которого в 1,5 - 2,0 раза превышает объем исходного материала. Для изучения возможности использования отреагировавшей с нефтью серной кислоты была исследована ее способность вступать в реакцию гипсообразования с карбонатом кальция, превращая последний в водоизолирующую массу.
Неполное растворение карбонатов, по-видимому, связано с образованием мелкокристаллического гипса, экранирующего контакт серной кислоты с породой, и обволакиванием присутствующими в кислоте органическими примесями. Возможность реализации данного принципа образования водоизолирующей массы испытывалась на промыслах ОАО "Татнефть". На основе этого принципа был разработан новый высокоэффективный способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах.
Аналогичные процессы растворения (выщелачивания) компонентов горных пород происходят также при воздействии пресной и насыщенной углекислым газом вод, а также водных растворов электролитов. В этом случае взаимодействие веществ идет очень медленно. При воздействии химически чистой воды в течение 15 лет на базальт, роговую обманку, ортоклаз и микроклин в раствор переходит соответственно 1,01; 0,805; 0,418; 0,365 % от веса исходных пород. Минеральные компоненты пласта химически взаимодействуют с водой, водными растворами (кислыми, нейтральными и щелочными). Наряду с растворением минералов и горных пород происходят обменные реакции между ними и солевыми растворами. Поверхность минеральных зерен в результате взаимодействия с растворами изменяет свой химический состав и физико-химические свойства. Эксперименты по исследованию растворимости (разрушения) минералов пород в воде проведены в основном в статических условиях. При заводнении продуктивных пластов, длительность которого составляет 25 - 50 лет, указанные процессы происходят в динамических условиях фильтрации воды, что дает основание предположить возможность перехода в раствор большего объема пород. Растворение приведенных выше минералов в воде позволяет объяснить образование высокопроницаемых промытых зон в коллекторе при фильтрации закачиваемой воды в течение многих лет. Увеличение их проницаемости происходит не только из-за выноса неустойчивых глинистых пород, но и из-за растворения минеральных компонентов пласта. В качестве образцов использовались породы, извлеченные из продуктивного горизонта в виде кернов, которые измельчались перед анализом. Приготовленные образцы подвергались валовому (силикатному) анализу для определения в них содержания окислов и катионному обмену для определения количества обменных катионов. По результатам исследований было установлено, что главное отличие пород месторождений Татарстана и п-ова Мангышлак состоит только в количественном содержании окислов. Основным компонентом в терригенных пластах является кварц, содержание которого изменяется от 85 до 99 % к весу сухого образца. Наибольшей обменной емкостью обладают породы месторождений полуострова Мангышлак - 15,7 - 18,9 мг-экв, для нефтяных месторождений Татарстана - 6,23 - 10,4 мг-экв, что обусловлено минеральным составом цементирующего вещества. В породах - коллекторах п-ова Мангышлак в глинистом цементе преобладают монтмориллониты и смешанно-слойные образования, характеризующиеся высокими обменными способностями. Обменная способность пород карбонатных отложений на 22 - 35 % ниже, чем терригенных.
Химическая активность пород нефтяных месторождений полуострова Мангышлак, полимиктовых коллекторов залежей Западной Сибири значительно выше, чем у пород нефтяных месторождений Татарстана. Этому способствует большое содержание глин и карбонатных компонентов, что, в свою очередь, является причиной сравнительно интенсивного разрушения, и не только при прокачивании кислот и щелочей, но и воды, используемой для заводнения. Химическая активность при взаимодействии с водой или растворами солей определяется в значительной степени поверхностным растворением глинистых частиц, между глиной и раствором происходит обмен катионов. Этот процесс обмена можно рассматривать как адсорбционный между глинистыми частицами и внешним раствором. В технологических процессах бурения скважин диспергирование глин, способность к обменным реакциям и их адсорбционные свойства широко используются для приготовления коллоидных растворов, большинство которых основывается на взаимодействии глинистых частиц с различными химпродуктами, в том числе и с полимерами. Глины отличаются от других пород лишь количественным содержанием окислов. В глинистых породах различного возраста преобладает гидрослюда, на втором месте - минералы монтмориллонита, на третьем - каолинит. Химическая активность при взаимодействии с водой или растворами солей определяется в значительной степени поверхностным растворением глинистых частиц - между глиной и раствором происходит обмен катионов. Этот процесс обмена можно рассматривать как адсорбционный процесс между глинистыми частицами и внешним раствором.
Наличие у глинистых частиц положительного заряда позволяет использовать в технологических процессах очистки воды полимеры анионного характера.
Неустойчивость глинистых пород продуктивного пласта, диспергирование в водной среде, фильтрация мелкодисперсных , твердых частиц глин и взаимодействие с химпродуктами на основе адсорбционных процессов являются надежной основой применения этих частиц в технологических процессах ограничения движения вод в обводненных зонах нефтяного коллектора, в том числе использования одного из компонентов продуктивного пласта в качестве водоизолирующего материала.
Продуктивные пласты представляют собой проницаемую систему горных пород, химические составы которых близки между собой и отличаются главным образом по количественному содержанию отдельных компонентов. Другим отличительным признаком является величина емкости обмена и содержание минералов с крупными катионами, высокие значения которых свидетельствуют о неустойчивости пород при взаимодействии с технологическими жидкостями.
При взаимодействии пород продуктивного пласта с закачиваемой водой, которая может иметь кислую, нейтральную и щелочную среду, происходит растворение составляющих пласт минералов, частичное его разрушение и образование промытых зон, в результате чего проницаемостная неоднородность продуктивного пласта усиливается.
При закачивании технологических жидкостей происходят обменные реакции как с пластовыми жидкостями, так и с минералами пород. В результате поверхность зерен минералов изменяет свои физико-химические свойства, образуются новые минералы и химические соединения, переходящие в закачиваемую в пласт композицию. На основании этого породы пласта можно рассматривать как составляющие для образования водоизоли-рующей массы. Из множества вариантов использования компонентов пласта с указанной целью для реализации рекомендованы продукты взаимодействия карбонатных составляющих пород с кислотами и глинистые породы, обладающие большой емкостью обмена.

ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ МАТЕРИАЛОВ С ПРОДУКТИВНЫМ ПЛАСТОМ
Продуктивный пласт нефтяных месторождений представляет собой сложенную из пород различного минералогического состава трещиновато-пористую среду, насыщенную нефтью и водой. Эта система, состоящая из пород и пластовых жидкостей, в начальных условиях находится в равновесном состоянии. При введении в коллектор технологической жидкости равновесие нарушается, возникает новая система порода - пластовая жидкость - технологическая жидкость, в которой происходят сложные химические взаимодействия между компонентами пластовой системы и закачиваемых жидкостей. Возникающий при этом градиент химического потенциала, который зависит от вида и концентрации компонентов системы, вызывает перемещение веществ в пористой среде, т.е. градиент химического потенциала становится движущей силой процесса взаимодействия системы. В большинстве технологических операций, основанных на применении химпродуктов, указанный процесс носит диффузионный характер. Вследствие этого движение пластовой воды, представляющей коллоидный раствор, сопровождается различными видами взаимодействия с твердыми частицами породы. В результате изменяются свойства и воды, и твердого тела, а в зависимости от расстояния и времени изменяется и сам характер взаимодействия. При заводнении пластов с применением пресных вод диффузионный переход частиц пород в раствор сопровождается увеличением коэффициента проницаемости пласта.
К таким процессам следует отнести возникновение осмотического давления поровой воды в водонасыщенных породах, содержащих водорастворимые соли. Оно обусловлено изменением концентрации раствора в порах грунта в направлении фильтрации. Осмотический напор в поровой воде может сильно увеличить или уменьшить избыточный напор воды при гравитационной фильтрации и даже изменить его знак.
Особенности перемещения веществ под действием градиента концентраций остаются в силе при закачивании в пласт технологических растворов на водной основе, имеющих иной химический потенциал, чем пластовые жидкости. В результате обменных процессов под действием диффузионных и осмотических сил в пластовых условиях происходит изменение фазового состояния ионогенных полимеров от жидкого до твердого, осаждение дисперсий латексов, мылонафтов. Химические реакции сульфирования нефти приводят к образованию, с одной стороны, сульфокислот, способствующих вытеснению нефти из пласта, с другой, - кислого гудрона, который в определенных физико-геологических условиях может применяться в качестве водоизолирующих агента. В зависимости от свойств химреагентов и компонентов продуктивного пласта может образоваться нефтевытесняющий агент, водоизолирующее соединение или средство ОПЗ, изменяющее фазовую проницаемость пород относительно нефти или воды.
Взаимодействие горных пород с технологическими жидкостями можно отнести к гетерогенным процессам, которые состоят из следующих стадий:
-диффузия реагента из жидкой фазы и реакционной поверхности твердого тела;
-химическая реакция между обоими веществами;
-унос продуктов реакции с поверхности.
В порах и трещинах, через которые происходит фильтрация вводимых в коллектор жидкостей, реагент первоначально вступает во взаимодействие с пластовой жидкостью как на фронте передвижения, так и в зоне контакта с породой, на которой образуется промежуточный слой. Свойство жидкости этого слоя во многом предопределяет характер взаимодействия закачиваемого реагента с минералами продуктивного пласта. Закачиваемая вода на поверхности пород, наряду с образованием фазы с особыми свойствами, вступает в химическое взаимодействие с твердой поверхностью, образуя новые соединения, приводящие к некоторым изменениям их свойств, а в определенных условиях - к затуханию фильтрации. Более интенсивно в этот процесс включаются глинистые минералы, обладающие свойством диспергироваться в результате ионообменных процессов в водном растворе. Совершенно иной характер носит взаимодействие реагентов с поверхностью пород, покрытых нефтью. Промежуточный слой, образующийся на поверхности пород из молекул углеводородов, обладает большой упругостью, и его толщина достигает (0,4 - 0,8)^10-8 м . Это препятствует непосредственному контакту химреагентов с минералами, а следовательно, проявлению адгезионных сил между ними и химических реакций.
Выбор ионогенных полимеров в зависимости от свойств пластовых жидкостей для заводнения залежей объясняется следующим образом. Жидкость-носитель (вода) в кварцевых коллекторах существенного влияния на фильтрационные свойства не оказывает. Основное изменение гидродинамики обводненного пласта происходит в результате взаимодействия полимерных частиц непосредственно с породой и пластовыми жидкостями. Диффундируя из жидкой фазы, они адсорбируются и механически удерживаются в пористой среде. Экспериментальные исследования, проведенные с гипаном и полиакриламидами, показали, что механизм изменения фильтрационного сопротивления пористой среды зависит от минерализации воды. В связи с этим для ограничения притока минерализованных вод в скважины были рекомендованы производные акриловых кислот с высокой степенью гидролиза, позволяющие использовать в качестве структурообразователя катионы поливалентных металлов пластовых вод. Полиакриламиды, наоборот, водоизолирующие свойства проявляют в среде пресных вод, резко теряя свои вязкостные свойства при незначительном содержании солей - более 4-5 г/л , что исключает превращение компонентов пластовой воды в водоизолирующую массу. В то же время ПАА обладают высокими флокулирующими свойствами относительно дисперсных частиц горных пород, находящихся во взвешенном состоянии. Это свойство полиакриламидов было реализовано для превращения мелких частиц пород в водоизолирующую массу в слабоминерализованной воде.
Выбор реагента должен производиться в зависимости от физико-химических свойств пород и пластовых жидкостей с учетом изменения химического потенциала компонентов пластовой воды при заводнении и прогноза ее ионного состава с использованием зависимости его от плотности воды.
Другим важным фактором взаимодействия химреагентов является избирательность действия закачиваемых реагентов на водонасыщенные зоны коллектора. В решении задачи избирательного воздействия на частично обводненные пласты практически фокусируются все основные требования к химпродуктам, применяемым для управления подвижностью пластовых жидкостей:
-фильтруемость в пористую среду;
-избирательность физико-химических свойств относительно нефти и воды;
-регулируемость процесса физико-химических превращений в пластовых условиях во времени и фильтрационных характеристик пород в зависимости от состава и коллекторских свойств.
Избирательность действия ионогенных полимеров на обводненные продуктивные пласты практически целиком и полностью основывается на физико-химических процессах взаимодействия с пластовыми жидкостями. Наряду с изменяющимися в водной среде свойствами они практически инертны относительно углеводородных жидкостей, т.е. в них не проявляется ионная сила полиэлектролитов. Детализация перечисленных процессов относительно ионогенных полимеров показывает, что селективному воздействию способствуют следующие физико-химические факторы:
-изменение фазового состояния в водной среде;
-химическая инертность относительно нефти;
-изменение поверхностных свойств полимерного раствора в контакте с нефтью;
-образование пограничного раствора в контакте с нефтью;
-более высокая вязкость нефти по сравнению с водой;
-низкая фазовая проницаемость нефтенасыщенного коллектора для гидрофильных жидкостей.
Анализ свойств водоизолирующих материалов и компонентов продуктивного пласта и изменений, происходящих при взаимодействии их между собой, показывает, что указанными физико-химическими процессами можно управлять выбором химреагентов.
При разработке новых технологий воздействия на обводненный пласт предложена методика выбора реагента, основанная на оценке следующих физико-химических процессов взаимодействия их с водоизолирующими химреагентами:
физико-химическое превращение технологической жидкости при взаимодействии с пластовой водой и нефтью;
взаимодействие реагентов технологической жидкости с минералами скелета породы пласта;
вытеснение жидкости-носителя и вспомогательных компонентов технологической жидкости (водоизолирующего состава) из обработанной зоны;
взаимодействие водоизолирующей массы с фильтрующимися через пласт нефтевытесняющими жидкостями и их компонентами.
В соответствии с перечисленной последовательностью при выборе водоизолирующих составов проводятся следующие виды исследований:
-качественно оцениваются основные компоненты продуктивного пласта, т.е. компоненты с нерегулируемыми свойствами во взаимодействующей системе
-составляется сводная таблица о составе пород и пластовых вод обрабатываемого объекта, на основе которой разрабатывается карта взаимодействия компонентов с химреагентом;
-производится количественная оценка ионного состава вод и прогноз возможных изменений его при заводнении залежи;
-исследуется состав нефти и определяются основные ее параметры - вязкость, плотность, содержание асфальтенов, смол;
-используя данные о свойствах химпродуктов, производится выбор химпродукта, избирательно воздействующего на нефтенасыщенный пласт и частично превращающего компоненты пластовой системы в водоизоли-рующую массу;
-изучается влияние физико-химических превращений технологической жидкости в присутствии компонентов пластовой системы на подвижность нефти и воды в пористой среде.
Таким образом, обобщение результатов исследований позволяет констатировать, что физико-химическое воздействие пород, пластовых жидкостей и водоизолирующих химпродуктов в пластовых условиях является одним из главных факторов обеспечения избирательного воздействия на нефтеводонасыщенный коллектор.
Рациональное использование энергии пластовых и закачиваемых вод является одним из главных условий наиболее полного извлечения нефти из нефтеводонасыщенного коллектора. После образования в продуктивном пласте высокопроницаемых промытых зон регулирование заводнением осложняется - значительная часть воды поступает в добывающие скважины и фильтруется по пласту, не оказывая существенного влияния на процесс вытеснения нефти. Исследования по разработке новых методов и водоизолирующих составов проводятся в указанных направлениях, т.е. по ограничению водопритоков в добывающие скважины и в пласты. При одинаковой конечной цели методы решения этих задач отличаются тем, что если ограничение водопритоков в скважинах достигается применением небольших объемов технологической жидкости, то во втором случае для ограничения движения вод в удаленных зонах требуется закачивание ее в больших объемах с использованием дешевых и недефицитных материалов. При этом необходимо обеспечить селективность воздействия на нефте- и водонасыщенные зоны пласта. Этим требованиям наиболее полно отвечают химреагенты, взаимодействующие с компонентами продуктивного пласта и способствующие при этом частичному превращению их в водоизолирующую массу.