Широкомасштабное использование нефтяных ресурсов привело к увеличению дефицита извлекаемых запасов, и повышение нефтеотдачи становится приоритетным направлением нефтепромысловых исследований.

Большинство нефтяных месторождений в Китае находятся на стадии химического заводнения. Добавление химических реагентов значительно повышает коэффициент извлечения нефти, особенно при применении полимеров, ПАВ и щелочей. Химическое заводнение существенно увеличивает нефтеотдачу по сравнению с обычным заводнением и может служить эффективным способом доизвлечения остаточной нефти

С момента введения понятия капиллярного числа учёными было проведено множество исследований для изучения механизмов образования остаточной нефти и её фильтрации при разных значениях капиллярных чисел (Михайлов, 1992). Исходя из концепции капиллярного числа и используя кривую капиллярного вытеснения (зависимость остаточной нефтенасыщенности от капиллярного числа), установлены разные корреляции между этими параметрами, которые могут служить основой для цифрового моделирования химического заводнения. Кроме того, экспериментально была доказана связь между капиллярным числом и относительной проницаемостью фаз, что позволило ввести капиллярное число в классическую теорию двухфазной фильтрации (Guo et al., 2022).

В соответствии с основополагающей теорией капиллярных чисел установлено, что основной причиной удержания остаточной нефти в порах являются капиллярные силы. Хорошо известен механизм вытеснения нефти: для данной пористой системы жидкость-порода эффективность вытеснения нефти определяется отношением градиента движущего давления к капиллярной удерживающей силе. Градиент движущего давления пропорционален вязкости вытесняющей жидкости и скорости её течения. Удерживающая сила остаточной нефти в основном пропорциональна межфазному натяжению между жидкостями. На основе вышеизложенной различными авторами было предложено и применено безразмерное капиллярное число (Chatzis, Kuntamukkula, 1988; Михайлов, 2011).

, (1)

где Nc – капиллярное число, μ – вязкость вытесняющей жидкости [мПа·с], υ – скорость течения вытесняющей жидкости [м/с], σ – межфазное натяжение между жидкостями [мН/м].

Рассмотрим закономерности вытеснения нефти при вариации капиллярного числа.

Коэффициент вытеснения нефти водой в лабораторных условиях определяется по следующему уравнению:

. (2)

Значение коэффициента вытеснения определяется исходя из начальной нефтенасыщенности Кннач и остаточной нефтенасыщенности Кност, которые традиционно считаются петрофизическими характеристиками пласта. Именно такой подход обычно используется при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений (Михайлов, 1983).

Проф. Михайлов Н.Н. обосновал другую концепцию: остаточная нефтенасыщенность не является петрофизической характеристикой пласта, а коэффициент вытеснения нефти водой не контролируется только фильтрационно-ёмкостными свойствами коллектора (Михайлов, 1983, 1982). В публикациях Михайлова Н.Н. отмечается, что величина коэффициента вытеснения нефти зависит не только от свойств пласта, но и от условий вытеснения нефти: скорости вытеснения, соотношения вязкости нефти и воды, поверхностного натяжения на границе раздела фаз и т. д. (Михайлов, 2011, 2021, 1992; Мелехин, 2015). (рис. 1).

Исследовались образцы керна сложного карбонатного коллектора Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Все выбранные керны были гидрофобными, эксперименты проведены при пластовых термобарических условиях. В результате проведенных экспериментов были получены зависимости коэффициента вытеснения от капиллярного числа в двойном логарифмическом масштабе. Эти зависимости отличаются от классических капиллярных кривых дифференциацией по режимам образования остаточной нефтенасыщенности. Как следует из рисунка 1, выделяются три режима формирования коэффициента вытеснения: капиллярный, капиллярно-напорный и автомодельный, которые разделяются критическими значениями чисел капиллярности (порог мобилизации остаточной нефти Nc1 и порог вытеснения остаточной нефти Nc2). При капиллярном режиме (малые скорости вытеснения, близкие к скорости капиллярной пропитки) гидродинамическим перепадом можно пренебречь. В этом режиме формируются низкие значения коэффициента вытеснения. По мере увеличения скорости вытеснения до первого критического значения коэффициенты вытеснения остаются практически неизменными. Это критическое значение числа капиллярности (Nc1) автором названо порогом мобилизации остаточной нефти. При капиллярно-напорном режиме дальнейший рост скорости вытеснения от первой критической до второй критической вызывает увеличение коэффициента вытеснения за счёт вовлечения в процесс движения условно подвижной части остаточной нефти. При этом режиме существует капиллярно-напорное равновесие. Второе критическое значение капиллярного числа (Nc2) является порогом вытеснения капиллярно-защемлённой нефти. При дальнейшем повышении скорости вытеснения происходит переход к автомодельному режиму и к максимальным значениям коэффициента вытеснения, а оставшаяся нефть является прочно связанной (Михайлов, 1992).

Результаты экспериментов по мобилизации остаточной нефти при заводнении показывают, что порог мобилизации меняется при изменении фильтрационно-ёмкостных и поверхностных свойств пласта, а также меняется чувствительность остаточной нефтенасыщенности к условиям вытеснения.

Формулы (1) и (2) представляют количественную меру технологического эффекта вытеснения нефти водой, а не при ASP-заводнении или при других модификациях закачки в пласт жидких растворов химреагентов. Для этих целей разработаны универсальные формулы, оценивающие изменения коэффициента вытеснения и её прироста, представленного в исследованиях, указанных ниже (Шахвердиев, Мандрик, 2007; Шахвердиев, 2014).

Химические методы увеличения нефтеотдачи являются наиболее важными компонентами всей системы повышения нефтеотдачи и широко используются на многих нефтяных месторождениях мира. Они играют важную роль в доизвлечении остаточной нефти после заводнения (как третичные методы повышения нефтеотдачи). Поэтому особенно важно анализировать зависимость остаточной нефтенасыщенности от капиллярного числа (кривую вытеснения) при химическом заводнении (Мо Цзяли и др., 2024).

Исходя из общепринятых формул для капиллярного числа (1) при использовании химического заводнения увеличение значений Nc достигается путём уменьшения межфазного натяжения или увеличением вязкости вытесняющей жидкости. Из-за различий в пластовых условиях (свойств нефти, воды и породы) эффективность используемых методов увеличения нефтеотдачи сильно различается. Химическое заводнение включает следующие технологии: заводнение полимером, заводнение ПАВ, заводнение щелочью и заводнение бинарными соединениями (заводнение щелочь/полимер, полимер/ ПАВ, щелочь/ ПАВ) и ASP заводнение (щелочь/ПАВ/полимер) и т. д.

Среди вышеперечисленных методов добычи нефти полимерное заводнение является эффективным способом увеличения нефтеотдачи. Кроме того, полимерное заводнение хорошо подходит для всех геолого-промысловых условий большинства нефтяных месторождений. Благодаря простоте и экономичности технология широко применяется в Китае. Хотя многие блоки большинства месторождений уже находятся на стадии высокой обводненности, но остаточная нефтенасыщенность всё ещё составляет порядка 65% (Михайлов, 1982). Для доизвлечения остаточной нефти необходимо обоснование технологий третичных методов повышения нефтеотдачи, адекватных структуре остаточной нефти. Полимерное заводнение позволяет доизвлекать остаточную нефть и увеличивать коэффициент нефтеотдачи после заводнения более, чем на 10% (рис. 2).

Принято считать, что основной функцией поверхностно-активных веществ (ПАВ) является снижение межфазного натяжения на границе раздела нефть-вода до сверхнизкого уровня (≤10–3 мН/м) (Liu et al., 2017) и изменение смачиваемости пласта за счет адсорбции молекул на границах раздела нефть-вода-порода. Таким образом, увеличиваются значения числа капиллярности и обеспечивается рост коэффициента извлечения. Считается, что при обычном заводнении величина капиллярного числа составляет около 10–7 (Михайлов, 1985). Для снижения остаточной нефтенасыщенности с 65% до 30% (и менее) необходимо увеличить капиллярное число на 3–4 порядка (Chatzis, Morrow, 1984; Foster, 1973). В реальных промысловых условиях очень трудно увеличить вязкость и скорость вытеснения, поэтому обычно снижают межфазное натяжение на 3–4 порядка.

Имеющийся промысловый опыт повышения нефтеотдачи в Китае показал, что заводнение ПАВ может значительно повысить нефтеотдачу даже без достижения сверхнизкого межфазного натяжения. Например, комбинация 0,4% раствора нефтяного сульфоната и раствора полимера использовалась на нефтяном месторождении Шэнли в Китае, при этом межфазное натяжение не достигало сверхнизкого уровня, но коэффициент извлечения, тем не менее, увеличился примерно на 18%. Лабораторные эксперименты показали аналогичный результат.

С использованием нафтенового арилсульфоната (NAS) и солеустойчивого полиакриламида (KYPAM) для формирования композитной системы заводнения полимер-ПАВ были проведены лабораторные эксперименты по заводнению керна (Gong et al., 2020; Zhan et al., 2021). На рисунке 3(а) путем удлинения линии при низкой и высокой концентрации парафиновой нефти получена точка пересечения, представляющая собой максимальную способность солюбилизации. Не достигая максимальной степени солюбилизации, мицеллы NAS могут еще больше солюбилизировать некоторое количество парафиновой нефти, и такие мицеллы называются «набухающими мицеллами» (Tehrani-Bagha et al., 2012). Способность набухания мицелл необходимо учитывать при химическом заводнении, особенно в экспериментах с достаточно низкими концентрациями ПАВ. Как показано на рисунке 3(c), при соответствующей концентрации поверхностно-активного вещества межфазное натяжение не достигает сверхнизкого значения, но из рисунков 3(d) и 3(e) видно, что все коэффициенты извлечения превышают значение в 24%. Следует отметить, что при увеличении концентрации ПАВ от 0,1% до 1,0% межфазное натяжение сначала уменьшается, а затем увеличивается (рис. 3(f)), тем не менее коэффициент вытеснения линейно увеличивается с увеличением концентрации ПАВ. Результаты вышеприведённых лабораторных экспериментов показывают, что сверхнизкое межфазное натяжение не является необходимым условием повышения нефтеотдачи. Следовательно, при практическом использовании, даже если не достигнуто сверхнизкое межфазное натяжение, дополнительное количество нефти может быть получено. Для повышения коэффициента извлечения возможно повышение степени солюбилизации путём увеличения концентрации поверхностно-активного вещества в заданном диапазоне.

В процессе химического заводнения смачиваемость коллектора также может быть изменена путем добавления поверхностно-активных.

Среди коллекторов с различной смачиваемостью слабогидрофильный коллектор имеет самый высокий коэффициент извлечения нефти (КИН).

В лабораторных экспериментах по вытеснению нефти из керна системой 0,06% DTAB (додецилтриметиламмония бромид) исходная гидрофильная смачиваемость поверхности керна изменилась на нейтральную, диапазон двухфазной зоны на кривых относительной фазовой проницаемости увеличился, а соответствующая подвижность нефти при той же водонасыщенности возросла. По мере увеличения гидрофильности адгезионное взаимодействие между каплями нефти и поверхностью породы постепенно снижается, и нефть легче вытесняется, так как в гидрофильном керне капиллярные силы способствуют интенсификации фильтрации нефти (рис. 4) (Deng et al., 2022).

Наоборот, при постоянном увеличении гидрофобности внутрипоровой поверхности керна нефть будет более прочно адсорбироваться на внутренней поверхности пор, а относительная проницаемость для нефтяной фазы продолжит снижаться. В гидрофобных породах вода распределяется в центре пор породы в виде капель. Сложнопостроенная структура пор негативно влияет на вытеснение остаточной нефти, поскольку диаметр капель остаточной нефти будет превышать диаметр пор (Rücker et al., 2020).

Поскольку на большинстве нефтяных месторождений невозможно значительно увеличить градиент давления в межскважинной области, то принято считать, что в межскважинном пространстве градиент давления остается практически постоянным. Увеличение градиента давления возможно лишь в небольших по размеру околоскважинных зонах, что повышает эффективность локального вытеснения нефти из этих зон, но практически не влияет на эффективность вытеснения в масштабах всего пласта. Соответственно, рост градиента давления нельзя использовать в качестве механизма повышения нефтеотдачи для пласта в целом (Михайлов, 1985).

Увеличение эффективности вытеснения нефти при полимерном заводнении возможно только за счёт микроскопических сил. В пласте действует множество микроскопических сил, но из них только те микроскопические силы, которые не увеличивают макро-градиент давления, могут объяснить механизм действия вязкоупругой жидкости на повышение нефтеотдачи пластов.

Линии тока и микроскопические силы, создаваемые различными жидкостями, могут изменяться лишь при условии, что макросилы остаются в пласте неизменёнными. При полимерном заводнении, даже при неизменном градиенте давления, будут изменяться направление и величина этих микроскопических сил. Это обстоятельство принципиально отличает действия микроскопических сил при обычном заводнении. Изменение (как правило, увеличение) микроскопических сил, действующих на скопления нефти, приводит к деформации этих скоплений, изменению их формы и к последующей миграции остаточной нефти (Михайлов, 1992).

Свойства вязкости и эластичности жидкости влияют на линии тока и микроскопические силы, контролирующие их геометрию. Экспериментально доказано, что эластичность раствора полимера оказывает большее влияние на микроскопические линии тока, чем его вязкость (месторождение Дацин, Китай). Поэтому в большинстве случаев рассматривается только влияние эластичности полимерной вытесняющей жидкости на эффективность вытеснения нефти (Yan et al., 2022; Song et al., 2022).

Результаты керновых экспериментов показали, что раствор вязкоупругого полимера может улучшить эффективность вытеснения нефти и снизить остаточную нефтенасыщенность за счет эффектов вязкоупругой жидкости, а именно эффекта Вайсенберга, вызванного растягиванием цепи молекул, и расширения струи вязкоупругого полимера в поровом пространстве из-за первой разности нормальных напряжений (Wang et al., 2001).

Влияние эластичности раствора полиакриламида (ПАА) с относительной молекулярной массой 1,8×107 и величины капиллярного числа на эффективность вытеснения нефти в слабо-олеофильно однородных искусственных кернах (индекс смачиваемости нефтью 0,64, индекс смачиваемости водой 0,4) показано на рисунке 5 (Wu, Wang, 2011).

Все три эксперимента (рис.5 a, b, с) показывают, что эластичность полимерного раствора может повышать эффективность вытеснения нефти и снижать остаточную нефтенасыщенность в широком диапазоне значений капиллярного числа.

ПАВ-полимерное заводнение является одним из базовых методов химического заводнения на крупных нефтяных месторождениях. Общая схема реализации заключается в закачке смеси полимера и поверхностно-активного вещества в пласт с определенной скоростью. При химическом заводнении полимеры используются для увеличения коэффициента охвата, а ПАВ – для увеличения эффективности вытеснения нефти и повышения нефтеотдачи. В процессе приготовления ПАВ-полимерной смеси её компоненты неизбежно взаимодействуют и формируют новые свойства.

При вытеснении нефти из неоднородных коллекторов коэффициент извлечения нефти растёт с увеличением вязкости раствора полимера. При увеличении вязкости раствора до определенного значения темп роста коэффициента извлечения нефти остается постоянным, т. е. существует критическая вязкость. Для достижения оптимального вытеснения после заводнения межфазное натяжение должно быть снижено до 10–3 мН/м (Chatzis, Morrow, 1984; Foster, 1973). В большинстве пластов межфазное натяжение физически не может достичь этого значения (или достижение этого значения нерентабельно). В системе ПАВ-полимерного заводнения, благодаря синергетическому эффекту полимера и ПАВ, оптимальное извлечение нефти может быть достигнуто и без снижения межфазного натяжения до сверхнизких значений (An et al., 2022).

Влияние капиллярного числа на коэффициент нефтеизвлечения при использовании системы ПАВ-полимерного заводнения в неоднородных коллекторах было изучено с помощью лабораторных экспериментов. В качестве полимера выбран ПАА, в качестве ПАВ комплексная система, состоящая из персульфата калия (KPS) и анионно-неионогенного ПАВ YG210-10 (Li et al., 2014) (рис. 6).

Схема на рисунке 6 показывает, что для неоднородных коллекторов на карте коэффициента извлечения имеются две характерные области. Согласно классической теории капиллярного числа (уравнение 1), чем выше вязкость вытесняющей фазы или ниже межфазное натяжение (то есть чем больше капиллярное число), тем больше коэффициент вытеснения. Но капиллярное число, соответствующее области II, как правило, больше, чем в области I, в то же время полученное приращение коэффициента извлечения в области II несколько меньше, чем в области I. Из этого следует, что максимальные значения капиллярного числа в неоднородном коллекторе не дают максимального коэффициента извлечения остаточной нефти и соответственно, добавленной стоимости.

Из рисунка 7 видно, что при увеличении капиллярного числа до 10–2 достигнуто максимальное приращение коэффициента извлечения нефти (КИН). При капиллярном числе 10–2 и значениях вязкости 15, 20, 25 и 30 мПа·с приращение значения КИН мало отличается. При капиллярном числе порядка 10–2, вязкости 15, 20, 25 и 30 мПа·с прирост коэффициента извлечения нефти незначителен. Учитывая стоимость композиции, при вязкости 15 мПа·с, межфазном натяжении 1,865×10–2 мН/м и соответствующем капиллярном числе 1,975×10–2 эффект вытеснения нефти наилучший, и это значение капиллярного числа можно считать оптимальным.

Технология ASPзаводнения (alkaline-surfactant-polymer flooding) представляет собой разновидность технологии добычи нефти, в которой для повышения нефтеотдачи используется комплексная система химического заводнения, состоящая из щелочи, поверхностно-активного вещества и полимера. Эффект достигается за счет увеличения вязкости вытесняющей жидкости, увеличения вытесняемого объема и снижения межфазного натяжения между нефтью и водой. Суть технологии заключается в замене ПАВ более дешёвой щелочью, что снижает необходимое количество и потери ПАВ и полимера. Кроме того, щелочь реагирует с органической кислотой в природной нефти с образованием мыла нефтяной кислоты. Это увеличивает содержание поверхностно-активных веществ и дополнительно улучшает эффективность вытеснения нефти (Xu, 2019; Ji, 2012).

Катионы щелочного раствора полимера снижают вязкость полимера за счёт экранирования электрического заряда на границе раздела фаз. Кроме того, щёлочь способствует гидролизу амидной группы в полимерной цепи, это увеличивает отрицательный заряд в молекулярной цепи и увеличивает электростатическое отталкивание между и внутри молекул. Таким образом, молекулярная цепь полимера изменяется с более закрученного состояния к растянутому состоянию, вязкость раствора полимера при этом увеличивается. Считается, что эффект экранирования заряда играет доминирующую роль в вышеуказанных процессах (Li et al., 2012).

На рисунке 8 дано сравнение остаточной нефтенасыщенности в зависимости от капиллярного числа для трёх различных систем ASP (8a) и показана зависимость нефтеотдачи от капиллярного числа (8b). По реологии система глицерина относится к вязкой системе, а система HPAM и ксантановой камеди – к вязкоупругой системе. Из кривых на рисунке 8 видно, что коэффициент вытеснения для системы щелочь-ПАВ-HPAM является самым высоким из рассмотренных трёх систем. Разница коэффициентов вытеснения двух различных вязкоупругих систем невелика, а коэффициент вытеснения глицериновой системы выше. Это указывает на то, что для полимерных систем, помимо вязкости, значительный вклад в увеличение нефтеотдачи и снижение остаточной нефтенасыщенности вносит также эластичность этих систем. При сравнении положения точек перегиба на трёх кривых (рис. 8b) видно, что капиллярное число в точке перегиба системы щелочь-ПАВ-HPAM является минимальным. Это показывает, что система щелочь-ПАВ-HPAM имеет более высокую вязкоупругость, соответственно, коэффициент извлечения выше (Jiang, 2004).

Работа выполнена в соответствии с Госзаданием Минобрнауки Рег. № FMMЕ-2025-0010 Рег. № НИОКТР (РОСРИД) 125020501404-4.