Введение

На большинстве нефтяных месторождений после длительной эксплуатации естественная пластовая энергия постепенно снижается, поэтому для поддержания давления и повышения степени извлечения нефти широко используется заводнение. Этот метод остается одним из наиболее распространенных способов воздействия на пласт, так как он технологически понятен, относительно недорог и может применяться на разных стадиях разработки. Вместе с тем эффективность традиционного заводнения не является постоянной. По мере продвижения фронта воды в пласте увеличивается обводненность продукции, часть нефти остается в слабодренируемых зонах, а высокопроницаемые пропластки могут становиться каналами преждевременного прорыва воды.

Коэффициент нефтеотдачи зависит от множества факторов: геологического строения пласта, пористости и проницаемости коллектора, вязкости нефти, минерализации воды, капиллярных сил, смачиваемости породы и характера работы системы нагнетательных и добывающих скважин. Поэтому повышение нефтеотдачи не может быть связано только с увеличением объема закачиваемой воды. Необходимо управлять качеством вытесняющего агента и режимом его подачи в пласт.

Одним из направлений совершенствования заводнения является применение физически обработанной воды. К таким методам относится магнитная обработка, при которой вода проходит через магнитное поле с заданной напряженностью. В научной литературе рассматривается возможность влияния магнитного поля на поверхностные свойства водных растворов, смачиваемость породы и процессы капиллярного вытеснения нефти [1; 2]. В отличие от многих химических методов, магнитная обработка не требует ввода большого количества реагентов, что делает ее потенциально более простой и экологически приемлемой технологией.

Однако использование омагниченной воды нельзя рассматривать как универсальный метод, одинаково эффективный для всех пластов. Результат зависит от свойств нефти, состава воды, минералогии коллектора, степени нефтесмачиваемости, температуры, давления и режима фильтрации. Поэтому для практического применения необходима не только общая теоретическая оценка, но и специальная методика выбора условий, при которых технология может дать положительный результат.

Цель и задачи исследования

Целью работы является обоснование возможности применения омагниченной воды для повышения коэффициента нефтеотдачи и разработка методического подхода к оптимизации процесса заводнения.

Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи:

1. рассмотреть основные механизмы влияния магнитно обработанной воды на процесс вытеснения нефти;
2. определить факторы, от которых зависит эффективность применения омагниченной воды;
3. предложить систему критериев для оценки целесообразности технологии;
4. сформировать общую схему лабораторной и промысловой проверки метода;
5. обосновать направления оптимизации режима закачки омагниченной воды.

Состояние вопроса и теоретические предпосылки

Эффективность вытеснения нефти водой во многом определяется соотношением капиллярных и вязкостных сил. При обычном заводнении часть нефти остается защемленной в порах, особенно если пласт характеризуется нефтесмачиваемой или смешанной смачиваемостью. В таких условиях вода может проходить по более крупным и проницаемым каналам, не обеспечивая полного вытеснения нефти из мелких пор и застойных зон.

Смачиваемость является одним из ключевых свойств системы «порода — нефть — вода». В классических работах по данной проблеме отмечается, что именно смачиваемость влияет на распределение фаз в поровом пространстве, относительные проницаемости и величину остаточной нефтенасыщенности [3; 4]. Если порода становится более водосмачиваемой, вода легче контактирует с минеральной поверхностью, а нефть в меньшей степени удерживается капиллярными силами.

В исследованиях по применению магнитного поля для повышения нефтеотдачи указывается, что магнитная обработка может изменять свойства водной фазы и ускорять процессы изменения смачиваемости, особенно в карбонатных коллекторах [1; 2]. По данным работы F. Amrouche и соавторов, применение магнитного поля при испытаниях на нефтесмачиваемых карбонатных образцах рассматривалось как экологически более приемлемый способ воздействия на пласт [1]. При этом авторы подчеркивают необходимость подбора напряженности поля и условий обработки воды.

С другой стороны, эффект магнитной обработки воды остается сложным и неоднозначным. На практике важно отделять реальное изменение фильтрационных характеристик от временных лабораторных эффектов. Поэтому в данной работе омагниченная вода рассматривается не как самостоятельное гарантированное решение, а как потенциальный элемент комплексной оптимизации заводнения. Такой подход позволяет оценивать не только физико-химические изменения воды, но и конечный технологический результат — прирост добычи нефти и изменение обводненности.

Механизмы влияния омагниченной воды на вытеснение нефти

Под омагниченной водой понимается вода, прошедшая через магнитное поле определенной напряженности. В зависимости от конструкции магнитного устройства вода может подвергаться воздействию постоянного магнитного поля непосредственно на линии закачки. Предполагается, что такое воздействие способно изменять структуру водной системы, характер гидратации ионов и взаимодействие воды с минеральной поверхностью.

Первый возможный механизм связан с изменением смачиваемости коллектора. Если поверхность породы изначально является нефтесмачиваемой, нефть удерживается на стенках пор, а вода движется по более свободным каналам. При смещении смачиваемости в сторону водосмачиваемого состояния уменьшается капиллярное удержание нефти, что может способствовать повышению коэффициента вытеснения. Именно поэтому при оценке технологии необходимо измерять контактный угол до и после магнитной обработки воды.

Второй механизм связан с изменением межфазного натяжения на границе нефть — вода. Чем ниже межфазное натяжение, тем легче мобилизуется остаточная нефть, находящаяся в защемленном состоянии. Этот принцип широко используется в химических методах повышения нефтеотдачи, например при применении поверхностно-активных веществ [7; 10]. Если омагниченная вода обеспечивает хотя бы умеренное снижение межфазного натяжения, это может положительно повлиять на процесс вытеснения.

Третий механизм связан с изменением характера фильтрации воды в пористой среде. При оптимальном режиме закачки вытесняющий агент должен обеспечивать достаточную скорость продвижения фронта, но не создавать преждевременный прорыв воды. Поэтому эффективность омагниченной воды должна оцениваться не отдельно, а вместе с параметрами давления, расхода, приемистости нагнетательных скважин и текущей обводненности добывающих скважин.

Для качественной оценки капиллярного режима может использоваться капиллярное число:

Ca = μw · v / σ,

где Ca — капиллярное число; μw — вязкость воды; v — скорость фильтрации; σ — межфазное натяжение между нефтью и водой.

Из выражения видно, что снижение межфазного натяжения или увеличение скорости фильтрации повышает значение капиллярного числа. Однако чрезмерное увеличение скорости закачки может привести к неравномерному продвижению фронта и росту обводненности. Следовательно, оптимизация процесса должна учитывать не только физико-химический эффект, но и гидродинамическую устойчивость вытеснения.

Факторы, определяющие эффективность применения омагниченной воды

Эффективность применения омагниченной воды определяется не одним параметром, а совокупностью условий. В таблице 1 приведены основные группы факторов, которые необходимо учитывать при выборе объекта для опытно-промышленного испытания.

Таблица 1

Основные факторы, влияющие на эффективность применения омагниченной воды

Особое значение имеет тип коллектора. В карбонатных пластах, где часто наблюдается нефтесмачиваемость поверхности, изменение смачиваемости может проявляться более заметно. В терригенных коллекторах необходимо дополнительно учитывать глинистость, риск набухания глин и совместимость закачиваемой воды с пластовыми флюидами. При высокой минерализации воды эффект магнитной обработки может отличаться от эффекта в пресной или слабоминерализованной воде, поэтому состав воды должен быть обязательным элементом лабораторного анализа.

Методический подход к оценке технологии

Для обоснования применения омагниченной воды предлагается использовать поэтапную методику. На первом этапе проводится анализ исходной системы «порода — нефть — вода». Необходимо определить плотность и вязкость нефти, минерализацию воды, pH, ионный состав, пористость и проницаемость керна, а также исходную смачиваемость породы. Без этих данных невозможно корректно объяснить возможный прирост нефтеотдачи.

На втором этапе выполняется магнитная обработка воды при различных режимах. В качестве изменяемых параметров можно рассматривать напряженность магнитного поля, время воздействия и скорость прохождения воды через устройство. Важно проводить сравнение не только с необработанной водой, но и между несколькими режимами обработки, так как слишком слабое или слишком сильное воздействие может не дать ожидаемого результата.

На третьем этапе проводятся лабораторные измерения. К минимальному набору исследований следует отнести определение контактного угла, межфазного натяжения, вязкости воды, совместимости вод и фильтрационные опыты на керне. Фильтрационные испытания позволяют определить, приводит ли изменение свойств воды к реальному приросту коэффициента вытеснения, а не только к изменению отдельных лабораторных показателей.

На четвертом этапе оценивается технологическая эффективность. Для этого сравниваются коэффициент вытеснения при обычной воде и при омагниченной воде, динамика перепада давления, объем добытой нефти и остаточная нефтенасыщенность. Если технология рассматривается для промыслового применения, дополнительно анализируются приемистость нагнетательной скважины, изменение обводненности и возможный экономический эффект.

Прирост коэффициента нефтеотдачи может быть представлен следующим выражением:

,

где ΔKн — прирост коэффициента нефтеотдачи; Kн(mw) — коэффициент нефтеотдачи при применении омагниченной воды; Kн(base) — коэффициент нефтеотдачи при обычном заводнении.

Для комплексной оценки можно использовать интегральный критерий эффективности:

I = w1ΔKн + w2Δθ + w3Δσ + w4ΔQн − w5ΔW,

где I — интегральный показатель эффективности; Δθ — изменение контактного угла; Δσ — изменение межфазного натяжения; ΔQн — прирост добычи нефти; ΔW — рост обводненности; w1, w2, w3, w4, w5 — весовые коэффициенты. Знак «минус» перед ΔW показывает, что рост обводненности снижает общую технологическую эффективность метода.

Таблица 2

Предлагаемые критерии оценки эффективности омагниченной воды

Оптимизация процесса заводнения

Оптимизация процесса заводнения с применением омагниченной воды должна быть направлена на выбор такого режима, при котором достигается максимальный прирост добычи нефти при минимальном росте обводненности. Для этого необходимо сочетать лабораторные данные с гидродинамическим анализом работы скважин.

На первом уровне оптимизации выбирается режим магнитной обработки воды. Он включает напряженность магнитного поля, время воздействия и скорость прохождения воды через устройство. Эти параметры должны подбираться экспериментально, так как одинаковая напряженность поля может давать разные результаты при различной минерализации воды и разных типах нефти.

На втором уровне оптимизации определяется режим закачки. Давление нагнетания должно быть ниже давления разрыва пласта, чтобы исключить нежелательное образование трещин и преждевременный прорыв воды. Расход закачки должен обеспечивать достаточную скорость фронта вытеснения, но не создавать неустойчивое вытеснение по высокопроницаемым каналам.

На третьем уровне выбираются скважины-кандидаты. Наиболее целесообразно начинать испытания на участках, где сохраняется значительная остаточная нефтенасыщенность, но отсутствует критически высокая водопроводящая связь между нагнетательной и добывающей скважинами. При выборе объекта необходимо учитывать геологическую неоднородность, историю разработки, текущую обводненность и данные геофизических исследований скважин.

При промысловом применении важен постоянный мониторинг. Следует отслеживать приемистость нагнетательных скважин, дебит нефти, дебит жидкости, обводненность, пластовое давление и изменение профиля притока. Если после перехода на омагниченную воду наблюдается только рост воды без увеличения добычи нефти, режим закачки необходимо корректировать или прекращать испытание.

Таблица 3

Этапы внедрения технологии на опытном участке

Обсуждение результатов и ограничений

Предлагаемый подход позволяет рассматривать омагниченную воду как один из элементов повышения эффективности заводнения. Потенциальный положительный эффект может быть связан с улучшением вытеснения нефти из мелких пор, снижением капиллярного удержания, изменением смачиваемости и более благоприятным взаимодействием закачиваемой воды с поверхностью коллектора. Однако эти механизмы должны подтверждаться экспериментально, поскольку в разных геолого-физических условиях они могут проявляться по-разному.

Наиболее перспективными объектами для применения технологии могут быть зрелые месторождения с высокой остаточной нефтенасыщенностью, где обычное заводнение уже не обеспечивает достаточного прироста добычи. Особый интерес представляют участки с карбонатными породами и выраженной нефтесмачиваемостью, так как именно в таких условиях изменение смачиваемости может иметь существенное значение для мобилизации остаточной нефти [1; 2].

В то же время существует ряд ограничений. Во-первых, магнитная обработка воды может давать нестабильный эффект, зависящий от состава воды и времени после обработки. Во-вторых, при высокой неоднородности пласта улучшение свойств воды не всегда приводит к увеличению охвата вытеснением. В-третьих, без контроля совместимости вод возможно образование осадков и ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны. Поэтому внедрение технологии должно проводиться постепенно — от лабораторных исследований к опытно-промышленному испытанию.

Сравнение с химическими методами повышения нефтеотдачи показывает, что магнитная обработка воды может иметь преимущество по простоте применения и меньшей реагентной нагрузке. Однако по силе воздействия на межфазное натяжение она, как правило, не должна автоматически приравниваться к поверхностно-активным веществам или полимерному заводнению. Поэтому рациональным является комбинированный подход: предварительно определить, в каких условиях физическая обработка воды может дать самостоятельный результат, а в каких она должна использоваться только как вспомогательная технология.

Практическая значимость

Практическая значимость работы заключается в том, что предложенная схема может быть использована при подготовке лабораторной программы и опытно-промышленного испытания технологии магнитной обработки воды. Она позволяет заранее определить необходимые исходные данные, выбрать критерии сравнения и исключить необоснованное применение технологии на неподходящих объектах.

Для нефтепромысловой практики важным преимуществом метода является возможность установки магнитного устройства на линии подготовки или закачки воды без существенной перестройки системы заводнения. При этом внедрение должно сопровождаться контролем качества воды, регулярным анализом добычи и сравнением с базовым периодом работы участка.

Предложенный подход может быть использован в магистерской диссертации как основа для дальнейшего эксперимента. В дальнейшем работу целесообразно дополнить лабораторными исследованиями контактного угла, межфазного натяжения и фильтрационными опытами на керне с использованием конкретной нефти, пластовой воды и породы выбранного месторождения.

Заключение

1. Омагниченная вода может рассматриваться как потенциальный вытесняющий агент для повышения эффективности заводнения и увеличения коэффициента нефтеотдачи, особенно на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений.
2. Основные возможные механизмы действия омагниченной воды связаны с изменением смачиваемости породы, снижением межфазного натяжения и улучшением условий вытеснения остаточной нефти из порового пространства.
3. Эффективность технологии зависит от минерализации и состава воды, свойств нефти, типа коллектора, исходной смачиваемости, параметров магнитной обработки и режима закачки.
4. Для обоснования применения технологии необходимо проводить лабораторные исследования, включающие измерение контактного угла, межфазного натяжения, совместимости вод и фильтрационные опыты на керне.
5. Оптимизация процесса должна включать подбор режима магнитной обработки, давления и расхода закачки, а также выбор скважин-кандидатов с учетом геологической неоднородности и текущей обводненности.
6. Технология не должна рассматриваться как универсальное решение для всех месторождений, однако при правильном подборе условий она может стать дополнительным инструментом повышения нефтеотдачи и снижения зависимости от химических реагентов.

Литература:

1. Amrouche F., Rezaei Gomari S., Islam M., Xu D. New insights into the application of a magnetic field to enhance oil recovery from oil-wet carbonate reservoirs // Energy & Fuels. — 2019. — Vol. 33, № 11. — P. 10602–10610. — DOI: 10.1021/acs.energyfuels.9b02296.
2. Hosseini H., Apourvari S. N., Schaffie M. Wettability alteration of carbonate rocks via magnetic fields application // Journal of Petroleum Science and Engineering. — 2019. — Vol. 172. — P. 280–287. — DOI: 10.1016/j.petrol.2018.08.022.
3. Anderson W. G. Wettability literature survey. Part 1: Rock/oil/brine interactions and the effects of core handling on wettability // Journal of Petroleum Technology. — 1986. — Vol. 38, № 10. — P. 1125–1144. — DOI: 10.2118/13932-PA.
4. Morrow N. R. Wettability and its effect on oil recovery // Journal of Petroleum Technology. — 1990. — Vol. 42, № 12. — P. 1476–1484. — DOI: 10.2118/21621-PA.
5. Lake L. W. Enhanced Oil Recovery. — Englewood Cliffs: Prentice Hall, 1989. — 550 p.
6. Green D. W., Willhite G. P. Enhanced Oil Recovery. — Richardson: Society of Petroleum Engineers, 1998. — 545 p.
7. Sheng J. J. Modern Chemical Enhanced Oil Recovery: Theory and Practice. — Burlington: Gulf Professional Publishing, 2011. — 632 p.
8. Zhang P., Tweheyo M. T., Austad T. Wettability alteration and improved oil recovery by spontaneous imbibition of seawater into chalk: Impact of Ca²⁺, Mg²⁺ and SO₄²⁻ ions // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. — 2007. — Vol. 301, № 1–3. — P. 199–208. — DOI: 10.1016/j.colsurfa.2006.12.058.
9. Tang G.-Q., Morrow N. R. Influence of brine composition and fines migration on crude oil/brine/rock interactions and oil recovery // Journal of Petroleum Science and Engineering. — 1999. — Vol. 24, № 2–4. — P. 99–111. — DOI: 10.1016/S0920–4105(99)00034–0.
10. Massarweh O., Abushaikha A. S. The use of surfactants in enhanced oil recovery: A review of recent advances // Energy Reports. — 2020. — Vol. 6. — P. 3150–3178. — DOI: 10.1016/j.egyr.2020.11.009.