Тепловые свойства горных пород

Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности.

Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1°С:

 

. (1.43)

 

Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт. Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости.

Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0,4 - 2 кДж/ (кг×К).

Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) l характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx:

 

. (1.44)

 

Коэффициент температуропроводности (α)характеризует скорость прогрева пород или скорость распространения изотермических границ.

Коэффициентылинейного (aL) и объёмного (aV) расширенияхарактеризуют изменение размеров породы при нагревании:

 

, (1.45)

 

где L и V - начальные длина и объем образца.

Взаимосвязь тепловых свойств горных пород выражается соотношением:

 

, (1.46) . (1.47)

 

Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей. Вдоль напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50%.

Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.

Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

2. Абсолютная и открытая пористости горных пород. Формулы.

Пористость горной породы – это наличие в ней пор, не заполненных твердым веществом. Различают полную (абсолютную) и открытую пористость.

Полная пористость – это объем всех пор, находящихся в горной породе.

Открытая пористость – это объем пор, сообщающихся между cобой. Количественно та и другая пористость выражается коэффициентом пористости, который представляет собой отношение объема пор к объему образца породы:

коэффициент полной пористости равен:

коэффициент открытой пористости равен:

где Кп.п. и Ко.п. – соответственно коэффициенты полной и открытой пористости;

Vп.п. и Vо.п. — объем полной, открытой пористости, м3;

Vобр. – объем образца породы, м33.

Коэффициент пористости измеряется в долях единицы (например, Кп=0,15) или в процентах (Кп=15 %).

В нефтегазопромысловой геологии более важен коэффициент открытой пористости, т.к. он характеризует объем УВ, содержащийся в породе. На практике коэффициент открытой пористости определяется в лабораторных условиях по методу Преображенского или по данным геофизических исследований в скважине (ГИС).

Метод Преображенского основан на насыщении пористого образца керосином под вакуумом. Определив объем керосина, заполнившего поры, и объем всего образца, получим возможность расчета коэффициента открытой пористости.

3. Абсолютная, фазовая и относительная проницаемости. Формулы.

· Абсолютная проницаемость характеризует только физические свойства породы. Поэтому для её определения через проэкстрагированную пористую среду пропускает флюид, чаще газ – инертный по отношению к породе (на практике для этой цели используется азот или воздух).

· Фазовой (эффективной) проницаемостью называется проницаемость породы по отношению к данному флюиду при движении в порах многофазных систем (не менее двух). Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газами и от их физико-химических свойств.

· Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной:

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений чаще всего в породе присутствуют и движутся две или три фазы одновременно. В этом случае проницаемость породы для какой-либо одной фазы всегда меньше ее абсолютной проницаемости. Эффективная и относительная проницаемости для различных фаз находятся в тесной зависимости от нефте- , газо- и водонасыщенности порового пространства породы и физико-химических свойств жидкостей.

4. Удельная поверхность горных пород. Формула.

Удельная поверхность пород - суммарная поверхность частиц или поровых каналов в единице объема образца, зависит от степени дисперсности этих частиц. Вследствие небольших размеров зерен песка и большой плотности их укладки поверхность порового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет задачу полного извлечения нефти из породы.

Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и др. зависят от удельной поверхности нефтеносных пород. Работами М.М. Ку- сакова, Б.В. Дерягина, К.А. Зинченко, Ф.А. Требина установлено, что, кроме объем­ных свойств жидкостей и газов (например, плотности, вязкости), на характер фильтра­ции нефти влияют и молекулярные явления на контактах жидкости и породы. Объем­ные свойства жидкостей обусловлены действием молекул внутри жидкой фазы. Поэто­му поверхностные явления в малопроницаемой породе могут оказать более значитель­ное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в крупнозернистой.

Таким образом, удельная поверхность - одна из важнейших характеристик горной породы.

Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, сложно точно определить ее величину. Дело в том, что диаметры пор варьируют от десятков и сотен микрометров до размеров молекул. Поэтому удельная поверхность глин или других адсорбентов, влияющая на процесс адсорбции, не имеет для данного пористого вещества определенного значения, а зависит от размера адсор­бируемых молекул. Только для молекул одинакового размера можно по опытным дан­ным получить близкие значения удельных поверхностей одного и того же адсорбента.

У мелкопористых сред при адсорбции существенно отличающихся по размерам адсорбируемых молекул веществ наблюдаются значительные отклонения в размерах удельной поверхности (ультрапористость).

Легко установить, что если бы все частицы имели шарообразную форму (фик­тивный грунт), то поверхность всех частиц в 1 м3 породы составила

где - удельная поверхность, м2/м3; т - пористость, дол. ед.; d - диаметр час­тиц, м.

Для естественных песков удельная поверхность вычисляется суммированием ее значений по каждой фракции гранулометрического состава:

 

Здесь Р - масса породы, кг; Р, - масса данной фракции, кг; d, - средние диаметры фракций (в м), определяемые по формуле

(1.27)

где d', d” - ближайшие стандартные размеры отверстий сит.

5. Виды залежей.

Для того чтобы формировалась залежь нефти или газа, нужны, по крайней мере, три условия.

1. Нужен коллектор. Это пористая, проницаемая порода, способная принимать, отдавать нефть, газ, воду. Например песчаники, из­вестняки.

2. Нужен природный резервуар – естественная емкость для нефти, газа и воды, форма которой обуславливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Природный резервуар – это коллектор, ограниченный непроницаемыми породами.

3. Нужна ловушка – часть природного резервуара, в которой может формироваться или уже формировалась залежь нефти и газа.

Под залежью нефти и газа подразумевают единичное скопление нефти и газа. Иногда такое скопление называют элементарным, локальным, изолированным и т.д. Это одно и то же. Если запасы нефти или газа большие и их разработка экономически оправдана, то они имеют промышленное значение, если невелики – их относят к забалансовым.

Игнатий Осипович Брод – один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:

1) пластовые залежи;

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.

И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испытание временем.

Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.

Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи.

Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.

На рис. 5.1 приводится схема пластовой сводовой залежи. Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта (ВНК) с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности.

 

Р и с. 5.1. Принципиальная схема сводовой пластовой залежи


Пластовые залежи могут быть экранированными тектонически, стратиграфически, литологически.

Тектоническое экранирование связано с разрывным нарушением, по которому пласт-коллектор как бы срезается. Нарушение – непроницаемое.

Стратиграфическое экранирование связано с несогласным залеганием одного комплекса отложений на другом. Оно возникает при перекрытии коллекторов, срезанных эрозией, непроницаемыми породами другого возраста. Имеются случаи, когда пласт-коллектор и снизу, и сверху ограничен поверхностями размыва.

Литологически экранированные залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в результате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницаемости и т.д. (рис. 5.3).

Рис.5.3.Принципиальная схема пластовыхлитологически экранированных залежей

Массивные залежи. Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Массивные залежи связаны с массивными резервуарами. Для формирования массивных залежей имеет значение форма кроющей поверхности резервуара. Нефть и газ насыщают массив в возвышающей части. Форма ловушки определяется формой изгиба кровли. Массивные залежи чаще всего образуются в выступах карбонатных пород. Водонефтяной контакт сечет все тело массива независимо от состава и стратиграфической принадлежности неоднородного коллектора.

Литологически ограниченные со всех сторон залежи.
К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограниченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации.

Это многочисленные песчаные бары, береговые валы, линзы песчаников. Запасы

Высота литологически ограниченных ловушек обычно невелика, толщина песчаных пластов составляет несколько метров.

Пластовые сводовые и массивные залежи в структурных выступах связаны с антиклинальными формами ловушек. Для остальных ловушек экранирование определено другими факторами. Все ловушки можно разделить на антиклинальные и неантиклинальные.

Залежь нефти, связанная со структурами соляной тектоники, показана на рис. 5.7. В соляно-купольной структуре соляной массив находится на глубине, сверху он прикрыт слоем ангидрита или гипса, а они, в свою очередь, перекрыты пористым известняком. Верхнюю покрышку американцы, по свидетельству Губкина, называют «шапкой» (кепрок). Над каменной солью имеется антиклиналь. Нефть имеется в «шапке», в вышележащих слоях и по бокам на месторождениях США. Они широко развиты в Мексиканском заливе. Каменная соль под давлением вышележащих пород мощностью
700 м (170 кг/см3) вытекает в своды куполов.

Р и с. 5.7. Идеализированный разрез соляно-купольного нефтяного
месторождения в бассейне Галф-Кост (по А.Леворсену )

Соляной шток – это массив цилиндрической формы, когда высота в несколько раз превышает ширину массива.

Ниже приводится классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову (рис. 5.8-5.15).

Р и с. 5.8. Сводовые залежи:

а – ненарушенные; б – нарушенные; в – структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г – соляно-купольных структур; 1 – нефть в профиле; 2 – нефть в плане; 3 – стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 – нарушения;
5 – известняки; 6 – вулканогенные образования; 7 – соляной шток; 8 – пески; 9 – глины; 10 – грязевой вулкан и диапиры; 11 – мергели

Р и с. 5. 9. Висячие залежи структур:

а – простого ненарушенного строения; б – осложненных разрывным нарушением;
в – осложненных диапиризмом или вулканическими образованиями

Р и с. 5.10 . Тектонически экранированые залежи:

а – присбросовые; б – привзбросовые; в – структур, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом;
г – соляно-купольных структур; д – поднадвиговые

Р и с. 5.11. Приконтактные залежи:

а – с соляными штоками; б – с диапировыми ядрами или с образованиями грязевого вулканизма;
в – с вулканогенными образованиями

Р и с. 5. 1 2. Залежи моноклинальных структур:

а – экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях; б – связанные с флексурными осложнениями моноклиналей;
в – связанные со структурными носами на моноклиналях

Р и с. 5. 1 3. Литологически экранированные залежи:

а – приуроченные к участкам выклинивания пласта – коллектора по восстанию слоев;
б – к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; в – запечатанные асфальтом

Р и с. 5.14. Литологически ограниченные залежи:

а – приуроченные к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные);
б – к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (баровые);
в – к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми образованиями

5.15. Залежи стратиграфического типа, связанные со стратиграфическими несогласиями:

а – в пределах локальных структур; б – на моноклиналях; в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа;
г-на поверхности погребенных выступов кристаллических массивов

 

6. Состав и классификация нефти.

Нефть относится к группе горных осадочных пород вместе с песками, глинами, известняками, каменной солью и др. Она обладает одним важным свойством – способностью гореть и выделять тепловую энергию. Среди других горючих ископаемых она имеет наивысшую теплотворную способность. Например, для подогрева котельной или другой установки требуется нефти значительно меньше по весу, чем каменного угля.

Все горючие породы принадлежат к особому семейству, получившему название каустобиолитов (от греческих слов “каустос”- горючий, “биос” – жизнь, “литос” – камень, т.е. горючий органический камень).

В химическом отношении нефть – сложная смесь углеводородов (УВ) и углеродистых соединений. Она состоит из следующих основных элементов: углерод (84-87%), водород (12-14%), кислород, азот, сера (1-2%). Содержание серы может доходить до 3-5%. В нефтях выделяют следующие части: углеводородную, асвальто-смолистую, порфирины, серу и зольную. В каждой нефти имеется растворенный газ, который выделяется, когда она выходит на земную поверхность.

Главную часть нефтей составляют углеводороды различные по своему составу, строению и свойствам, которые могут находиться в газообразном, жидком и твердом состоянии. В зависимости от строения молекул они подразделяются на три класса – парафиновые, нафтеновые и ароматические. Но значительную часть нефти составляют углеводороды смешанного строения, содержащие структурные элементы всех трех упомянутых классов. Строение молекул определяет их химические и физические свойства.

Парафиновые углеводороды, или как их еще называют, метановые УВ (алкановые, или алканы). Сюда относят метан СН4, этан С2Н6, структурное строение которых показано на рис.2.1, пропан С3Н8 , бутан и изобутан, имеющие формулу С4Н10.

Парафиновые углеводороды химически наиболее устойчивы и относятся к предельным УВ.

В зависимости от количества атомов углерода в молекуле углеводороды могут принимать одно из трех агрегатных состояний. Например, если в молекуле от одного до четырех атомов углерода (СН4 – С4Н10), то УВ представляют собой газ, от 5 до 16 (С5Н16 – С16Н34) - это жидкие УВ, а если больше 16 (С17Н36 и т.д.) – твердые.

Таким образом, парафиновые углеводороды в нефти могут быть представлены газами, жидкостями и твердыми кристаллическими веществами. Они по-разному влияют на свойства нефти: газы понижают вязкость и повышают упругость паров; жидкие парафины хорошо растворяются в нефти только при повышенных температурах, образуя гомогенный раствор; твердые парафины также хорошо растворяются в нефти образуя истинные молекулярные растворы. Парафиновые УВ (за исключением церезинов) легко кристаллизуются в виде пластинок и пластинчатых лент.

Нафтеновые (циклановае, или алициклические) УВ имеют циклическое строение (С/СnН2n), а именно состоят из нескольких групп – СН2 -, соединенных между собой в кольчатую систему. В нефти содержатся преимущественно нафтены, состоящие из пяти или шести групп СН2:

Циклопентан Циклогексан

Все связи углерода и водорода здесь насыщены, поэтому нафтеновые нефти обладают устойчивыми свойствами. По сравнению с парафинами, нафтены имеют более высокую плотность и меньшую упругость паров и имеют лучшую растворяющую способность.

Ароматические УВ (арены) представлены формулой СnНn, наиболее бедны водородом. Молекула имеет вид кольца с ненасыщенными связями углерода. Простейшим представителем данного класса углеводородов является бензол С6Н6, состоящий из шести групп СН:

Для ароматических УВ характерны большая растворяемость, более высокая плотность и температура кипения.

Асфальто-смолистая часть нефтей представляет собой вещество темного окраса, которое частично растворяется в бензине. Растворившееся часть – асфальтены. Они обладают способностью набухать в растворителях, а затем переходить в раствор. Растворимость асфальтенов в смолисто-углеродных системах возрастает с уменьшением концентрации легких УВ и увеличением концентрации ароматических углеводородов. Смола не растворяется в бензине и являются полярными веществами с относительной молекулярной массой 500-1200. В них содержатся основное количество кислородных, сернистых и азотистых соединений нефти. Асфальтосмолистые вещества и другие полярные компоненты являются поверхностно-активными соединениями нефти и природными стабилизаторами водонефтяных эмульсий.

Порфиринами называют особые азотистые соединения органического происхождения. Предполагают, что они образовались из гемоглобина животных и хлорофилла растений. Эти соединения разрушаются при температуре 200-250оC.

Сера широко распространена в нефтях и углеводородном газе и содержится как в свободном состоянии, так и в виде соединений (сероводород, меркаптаны).

Зольная часть представляет собой остаток, образующийся при сжигании нефти. Это различные минеральные соединения, чаще всего железо, никель, ванадий, иногда соли натрия.

Свойства нефти определяют направление ее переработки и влияют на продукты, получаемых из нефти, поэтому существуют различные виды классификции, которые отражают химическую природу нефтей и определяют возможные направления переработки.

Например, в основу классификации, отражающей химический состав, положено преимущественное содержание в нефти какого-либо одного или нескольких классов углеводородов. Различают нафтеновые, парафиновые, парафино-нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические, ароматические. Так, в парафиновых нефтях все фракции содержат значительное количество алканов; в парафино-нафтено-ароматических углеводороды всех трех классов содержатся примерно в равных количествах; нафтено-ароматические нефти характеризуются преимущественным содержанием циклоалканов и аренов, особенно в тяжелых фракциях.

Также используется классификация по содержанию асфальтенов и смол.

В технологической классификации нефти подразделяют на классы - по содержанию серы; типы - по выходу фрвкций при определенных температурах; группы - по потенциальному содержанию базовых масел; виды - по содержанию твердых алканов(папафинов).

На рис.2.2 показана классификация нефтей, регламентированная ГОСТ 9965-76.

7. Давления насыщения нефти газом.

Давление насыщения нефти газом

Равновесное давление, при котором при постоянных термобарических условиях из жидкости начинаетвыделяться газ. Определяется лабораторными анализами глубинных проб нефти, отобранных с забоевскважин. Величину давления насыщения необходимо знать при разработке и эксплуатации нефтяныхзалежей, с тем, чтобы как можно дольше не допускать снижения пластового давления ниже давлениянасыщения во избежание выделения из нефти растворенного газа и тем самым – перехода на работузалежи при менее эффективном газовом режиме.

8. Растворимость газа в нефти. Коэффициент растворимости. Формула.

От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и другие.

Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа, растворятся в нефти и воде, имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

Сложность состава нефти и широкий диапазон давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для оценки газонасыщенности нефти при высоких давлениях.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:

 

или , (2.35)

 

где Vж – объём жидкости-растворителя;

a – коэффициент растворимости газа;

Vг – объём газа, растворённого при данной температуре;

Р – давление газа над поверхностью жидкости

К – константа Генри (К = f(a)).0

Коэффициент растворимости газа (a) показывает, какое количество газа (Vг) растворяется в единице объёма жидкости (Vж) при данном давлении:

. (2.36)

 

Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.

Природа воды и углеводородов различна. Углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется хорошо в углеводородных системах, в нефти, а в воде хуже. Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2 растворяются лучше в воде. Например, пластовая вода сеноманского горизонта Западной Сибири очень газирована, она содержит приблизительно 5 м3 газа СО и СО2 на 1 т пластовой воды.

Растворимость углеводородов в нефти подчиняется закону Генри. С повышением давления растворимость углеводородного газа растёт.

С повышением температуры растворимость углеводородных газов в нефти ухудшается.

 

 

Рис. 2.5. Изотермы растворимости газов при температуре 50оС в нефтях:

1. – ромашкинская (Р); 2. – сураханская (С); 3. – небитдагская (Н);

4. – туймазинская (Т) по данным Т.П. Сафроновой и Т.П. Жузе

 

Разные компоненты нефтяного газа обладают различной растворимостью в нефтяных системах. С увеличением молекулярной массы газового компонента коэффициент растворимости его в углеводородных системах возрастает. На степень растворения углеводородных газов больше влияет не молекулярная масса растворителя, а его природы.

Растворимость углеводородных газов в нефти увеличивается с повышением содержания в ней парафиновых углеводородов. Работает принцип подобия: подобное растворяется в подобном. При высоком содержании ароматических углеводородов в нефти ухудшается растворимость в ней газов.

 

9. Нефтеотдача пласта.

Нефтеотда́ча (коэффициент извлечения нефти — КИН, oil recovery factor) — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. Достигаемые КИН варьируются от 0,09 до 0,75 (9—75 %); средний КИН в мире составляет около 0,3 — 0,35 (оценка 2006 года)[1][2]. При применении искусственных методов воздействия КИН может быть увеличен.

При проектных КИН более 40-50 % нефтяные запасы относят к активным (маловязкие нефти в высокопроницаемых коллекторах). Если КИН при использовании традиционных методов вытеснения не превышает 20-30 %, запасы называют трудноизвлекаемыми (высокая вязкость нефти, либо слабопроницаемые коллекторы, нетрадиционные коллекторы).[3]

Начальный КИН определяется как отношение извлекаемых запасов (Qизв) к геологическим (Qгеол): КИН = Qизв / Qгеол[3]

Проектный КИН (конечный КИН) учитывает, какая доля геологических запасов может быть извлечена в соответствии с технологическими ограничениями (технологический КИН), либо до момента потери рентабельности (экономический КИН).[3]

В процессе добычи ведется учет текущего КИН, который равен доле добытой на определенный момент нефти относительно геологических запасов. Текущий КИН постепенно увеличивается вплоть до проектного КИН.[3]

В целом, КИН зависит от используемых методов нефтедобычи. Первичные методы, использующие только естественную энергию пласта, достигают КИН не более 20-30%. Вторичные методы, связанные с поддержанием внутрипластовой энергии путем закачки в пласт воды и газа, обычно достигают КИН не более 30-50%. Третичные методы доводят КИН до 40-70%.

 

10. Методы увеличения извлекаемых запасов нефти.

Методы повышения нефтеотдачи

Повышение нефтеотдачи — это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора. Коллектор имеет три основных свойства: пористость, проницаемость и трещинноватость. Если на первоначальную пористость (а ещё на степень их заполнения флюидами) человек не в силах повлиять, то на проницаемость и трещинноватость можно повлиять различными способами, например: термические методы (прогрев водяным паром, внутрипластовое горение), термохимические (закачка хим. реагентов инициирующих в пласте экзотермическую реакцию), волновые, физические методы воздействия на призабойную зону пласта, кислотная обработка призабойной зоны, гидроразрыв пласта (повышение трещинноватости призабойной зоны), химические методы (в том числе, использование ПАВ[5]).

Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта — процесс резкого повышения давления в призабойной зоне пласта путём закачки в ствол большого количества жидкости. Другой экстремальный способ — микровзрыв в призабойной зоне. В результате этого воздействия от места забоя скважины по пласту распространяются трещины, которые способствуют раскрытию закупоренных и соединению мелких пор. В сочетании с улучшением миграционных возможностей нефти в пласту это позволит получить из скважины большее количество нефти. Для закрепления трещин часто используютсярасклинивающие агенты (пропанты), добавляемые в жидкость вместе с рядом вспомогательных веществ. Обычно, после проведения гидроразрыва скважину на некоторое время останавливают, давая возможность нефти мигрировать из отдалённых участков пласта ближе к забою.

Водонагнетание

Водонагнетание — процесс увеличения проницаемости. В старых скважинах, уже не дающих нужное количество нефти, вместо извлечения жидкости применяют принудительную закачку (обычно воды) в пласт. В результате, в пласте повышается давление (правда не существенно), а небольшой остаток нефти в призабойной зоне этой скважины «выталкивается» за пределы окрестности скважины. В результате, нефть «вынуждена» мигрировать в другие зоны пласта, освобождая место для нагнетаемой воды. Если в других зонах пласта, куда эта нефть мигрировала, окажется добывающая скважина, нефть можно будет добыть из неё. В связи с этим, водонагнетание распространено в т. н. кустовых разработках. Куст — это скопление большого числа скважин на сравнительно небольшой площади.