Каталог

Помощь

Корзина

Повышение нефтеотдачи пластов. Лекция 13

Оригинальный документ?

ЛЕКЦИЯ 13

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

 

1. Методы увеличения извлекаемых запасов

Увеличение нефтеотдачи пластов - сложная проблема, для решения которой используется опыт, накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. На первом месте, безусловно, стоит правильная расстановка скважин на залежи с учетом геологического строения пластов и осуществление регулирования процесса заводнения на основании регулярных гидродинамических исследований скважин. Эффективность эксплуатации залежи улучшается в результате воздействия на призабойные зоны пласта с целью увеличения дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа, а также приемистости нагнетательных скважин, если такие имеются для искусственного поддержания пластового давления. Эффективность заводнения может существенно повыситься, если в нагнетаемую воду добавлять химические реагенты, способствующие более полному вытеснению нефти из недр. Все вторичные и третичные методы повышения нефтеотдачи основаны на использовании тех или иных физических закономерностей, о которых говорилось в предыдущих лекциях.

В зависимости от условий залегания нефтей, их свойств и состава. а также исходя из экономической целесообразности применяют различные технологии добычи углеводородного сырья. Из наиболее известных технологий можно назвать закачку в пласт теплоносителя для снижения вязкости нефти. Эту же цель преследуют, нагнетая в пласты сжиженные газы, являющиеся растворителями нефти. Явление обратного испарения и конденсации тяжелых углеводородов в газовой среде используется для разработки технологии закачки в залежь газов высокого давления, что способствует переводу части нефтяных фракций в паровую фазу.

Для выравнивания подвижности воды и вытесняемой нефти в пласты нагнетают загушенную воду. Для повышения нефтеотдачи используют пены, стабилизированные поверхностно-активными веществами, подвижные очаги горения. Исследуются ультразвуковые, вибрационные, электрические методы воздействия на прискважинные зоны пласта.

 

2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод

Заводнение залежей является основным способом увеличения эффективности эксплуатации нефтяных месторождений. Но даже при всей его эффективности в недрах остается более половины запасов нефти. Одним из способов повышения эффективности заводнения может быть нагнетание в залежь вод, обладающих высокими вытесняющими свойствами. В соответствии с современными представлениями механизм моющего действия веществ применительно к отмывке углеводородов от минералов определяется их способностью улучшать смачивающие свойства вод, уменьшать их поверхностное натяжение на границе с нефтью и другими поверхностями. Они должны быть разрушителями суспензий и эмульсий и т.д.

В зависимости от строения и свойств пород пласта, а также состояния жидкостей в пористой среде параметры вытесняющей жидкости, влияющие на нефтевытесняющие свойства, могут быть неодинаковы. Если, например, нефть в пласте находится в рассеянном состоянии, то лучшими вытесняющими свойствами в этом случае будет обладать вода, характеризующаяся низкими значениями поверхностного натяжения на границе с нефтью и хорошо смачивающая породу. 

При заводнении трещиноватых коллекторов целесообразно использовать воды с высокими величинами натяжения смачивания (s×CosQ), способные под действием капиллярных сил интенсивно впитываться в блоки породы, разбитой трещинами. 

Однако процессы впитывания воды в нефтенасыщенные породы сопровождаются образованием водо-нефтяных смесей отрицательно влияющих на нефтеотдачу из-за нарушения сплошности нефтяной фазы. Менее интенсивно такие смеси образуются при нагнетании в неоднородные пласты вод, обладающих низкими значениями (s×CosQ). Если это так, то в условиях нейтральной (промежуточной) смачиваемости, когда угол смачивания близок к 90°, а s имеет минимальные значения, коэффициент нефтеотдачи должен увеличиваться. Такие воды обладают плохими моющими свойствами, но их вытесняющая способность наиболее высока. В этом отношении следует отдавать предпочтение пластовым водам, добываемым попутно с нефтью, и закачивать их обратно в пласты после соответствующей подготовки. Пресные воды, используемые для поддержания пластового давления, лучше смачивают поверхность породы и образуют более стойкие эмульсии на контакте с нефтью. Кроме того, они способствуют набуханию глинистого цемента, входящего в состав терригенных коллекторов и уменьшению объема порового пространства. Правда некоторые ученые считают, что при этом происходит отжатие нефти из сжимающегося канала фильтрации, но судя по результатах лабораторных экспериментов, приведенным в их работах, это не так. Гораздо проще объяснить полученный эффект простым перераспределением фильтрационных потоков за счет изменения структуры каналов фильтрации.

В терригенных коллекторах месторождений Удмуртии, где содержание глинистого вещества незначительно (0-5%), снижение проницаемости при фильтрации пресных и слабоминерализованных вод связано с увеличением толщины слоя рыхло связанной воды у поверхности каналов фильтрации. При изменении газопроницаемости пород от 0,2 до 0,9 мкм2 относительное снижение проницаемости для пресной воды по сравнению с минерализованной составляет в среднем 55%, изменяясь от 34 до 75%. 

Близкие цифры изменения проницаемости для пресной воды по отношению к пластовой (в среднем 46% при диапазоне изменения от 29 до 67%) получены в ходе экспериментов на песчаниках месторождений Башкирии, характеризующихся газопроницаемостью от 0,3 до 0,9 мкм2.

Проведенные исследования свидетельствуют о снижении проницаемости кварцевых алевритистых песчаников, содержащих незначительное количество глинистого цемента, за счет изменения химического состава нагнетаемой воды, оказывающего влияние на толщину диффузного слоя связанной (рыхлосвязанной) воды на поверхности каналов фильтрации. По мере опреснения воды, фильтрующейся в пористой среде, толщина этого слоя увеличивается в соответствии с (1), что приводит к снижению проницаемости. С повышением минерализации нагнетаемой воды проницаемость породы вновь увеличивается. Контрольные измерения газопроницаемости, сделанные после проведения исследований, показали, что никаких структурных изменений в строении порового пространства пород не произошло, и их абсолютная проницаемость не изменилась. Точнее, отклонение составило в среднем ± 7,5% , что в пределах погрешности оценки проницаемости в лабораторных условиях.

Проведенные исследования свидетельствуют о снижении проницаемости кварцевых алевритистых песчаников, содержащих незначительное количество глинистого цемента, за счет    ,                                      (1)

где Dh - изменение толщины слоя связанной воды;

a - степень диссоциации электролита;

n - число ионов, на которые распадается молекула электролита;

m - вязкость жидкости;

r - радиус ионов;

К - постоянная Больцмана;

Т - абсолютная температура;

m - масса ионов;

С1 и С2 - мольные концентрации солей в пластовой и нагнетаемой воде.

Механизм процесса, вызывающего изменение водопроницаемости пористой среды, связан с катионным обменом на поверхности глинистых частиц, входящих в состав цемента породы. При этом возможны два вида взаимодействия раствора с минералами. В первом случае, когда фильтруются растворы, содержащие те же катионы, что и поглощенный глинистым веществом комплекс, катионный обмен практически отсутствует. Состав поглощенного минералами комплекса не меняется, и изменение толщины диффузного слоя определяется преимущественно различием концентраций солей в нагнетаемой и пластовой (связанной) воде.

Во втором случае изменение проницаемости будет определяться видом катионов, поступающих или вымывающихся из поглощенного комплекса и различием концентраций пластовой воды и нагнетаемой жидкости. Наибольшие изменения проницаемости наблюдаются в случае преобладания в поглощенном комплексе катионов натрия.

 

№ образца

Проницаемость, мкм2

Относительное снижение проницаемости,

 

для р-ра NaCl

для пресной воды

%

1878

0,230

0,096

58

1879

0,136

0,034

75

1881

0,018/ 0,012

0,013 / 0,0073

34

1883

0,131

0,046

65

1883а

0,014

0,006

57

3806

0,045 / 0,058

0,023 / 0,038

42

Среднее

 

 

55

Примечание: в знаменателе указаны значения проницаемости  во втором цикле нагнетания минерализованной и пресной воды.

        

В связи с этим для восстановления приемистости нагнетательных скважин, разрабатывающих залежи в терригенных коллекторах, для поддержания пластового давления целесообразно использовать воду, имеющую минерализацию и химический состав близкий к составу пластовой воды. 

Более того, для улучшения фильтрационных характеристик пластов для закачиваемых вод можно добавлять в них компоненты, содержащие хлоридные соли многовалентных металлов (например, AlCl2, FeCl3) или сульфатные (например, Na2SO4, K2SO4), или нитратные (например, NaNO3, KNO3) добавки, способствующие уменьшению толщины слоя рыхлосвязанной воды и повышению проницаемости пород.

 

3. Обработка воды поверхностно-активными веществами

Необходимых изменений поверхностных и смачивающих свойств жидкостей и характеристик поверхностей раздела фаз в пористой среде можно добиться с помощью добавок к воде поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Молекулы большинства ПАВ состоят из длинных гидрофобных углеводородных цепей с низким остаточным сродством на одном конце и гидрофильных полярных групп с высоким сродством на другом. По химическому признаку все ПАВ разделяются на анионо-активные, катионо-активные и неионогенные вещества. Если углеводородная часть молекулы ионогенного ПАВ входит в состав аниона, образующегося в водном растворе, соединение относится к анионо-активным веществам.  Соответственно катионо-активные вещества образуют в водных растворах катионы, содержащие длинные цепи углеводородных радикалов. В неионогенных веществах не содержатся неионизирующиеся гидрофильные конечные группы. Поверхностная активность этих веществ обусловлена своеобразным строением их молекул, которые имеют асимметричную (дифильную) структуру, состоящую из полярных и неполярных групп. Неполярной и нерастворимой в воде частью молекулы являются гидрофобный алкильный, арильный или алкиларильный радикал, а полярную водорастворимую группу представляет полиэтиленгликолевый или пропиленгликолевый остаток.

Распространенным неионогенным ПАВ является ОП-10 на который лет пятнадцать - двадцать назад возлагались огромные надежды. Примером катионо-активного ПАВ является карбозолин О, который используется для гидрофобизации песчаников. К анионо-активным относятся: сульфонол  НП-1, НП-3, сульфонаты и др.

В лабораторных условиях испытывалось влияние на нефтеотдачу различных химических добавок. В настоящее время уже почти всем стало ясно, что универсального средства для увеличения нефтеотдачи не существует. Один и тот же реагент в разных условиях ведет себя по-разному. В таблице приведены результаты лабораторных исследований различных реагентов, используемых для повышения нефтеотдачи пластов в условиях месторождений Урало-Поволжья. Эти исследования проводили в ПермНИПИнефть, БашНИПИнефть, УдмуртНИПИнефть, Гипровосток.

 

Технология (оторочки растворов хим. реагентов без детализации по модификациям)

Относительный прирост коэффициента нефтевытеснения

 

Диапазон изменения

Среднее

Неионогенные ПАВ(типа ОП-10)

с начала процесса заводнения

 при доотмыве остаточной нефти

 

0 - 0,11        

0 - 0,12

 

0,055

0,019

Анионактивные ПАВ(в карбонатах)

0 - 0,34

0,156

То же (в терригенных породах)

0 - 0,13

0,044

Щелочи и композиции на их основе

0 - 0,38

0,155

Полимеры

0 - 0,28

0,113

Углекислота

0,05 - 0,28

0,122

 

Из таблицы видно, что любая технология может оказаться вообще неэффективной в тех или иных условиях, в то же время другая может дать положительный эффект. Ярким примером являются анионо-активные ПАВ, которые в терригенных коллекторах практически неэффективны, тогда как в карбонатах дают весьма ощутимые приросты коэффициента нефтевытеснения.

Поверхностно-активные вещества в различной степени адсорбируются поверхностью пород. Количественное соотношение между удельной адсорбцией Г в поверхностном слое, изменением поверхностного натяжения с концентрацией растворенного вещества Формула 2  и концентрацией С устанавливается уравнением Гиббса

Поверхностно-активные вещества в различной степени адсорбируются поверхностью пород. Количественное соотношение между удельной адсорбцией Г в поверхностном  ,

где R - универсальная газовая постоянная

Т - абсолютная температура.

Величину Формула 4, характеризующую способность растворенного вещества понижать поверхностное натяжение раствора, принято называть поверхностной активностью

Величину , характеризующую способность растворенного вещества понижать поверхностное натяжение раствора, принято называть поверхностной активностью

Величину поверхностной активности можно определить по изотерме адсорбции Г=f(C) и зависимости поверхностного натяжения от концентрации растворенного вещества s=f(C).


 Величину поверхностной активности можно определить по изотерме адсорбции Г=f(C) и зависимости поверхностного натяжения от концентрации растворенного

 

 

 

 

Вначале поверхностное натяжение быстро падает, а по мере заполнения поверхностного слоя адсорбируемыми молекулами изменение s с увеличением концентрации ПАВ уменьшается и когда адсорбция достигает постоянного значения, соответствующего полному насыщению слоя молекулами ПАВ, прекращается. Поэтому поверхностную активность ПАВ оценивают величиной

Вначале поверхностное натяжение быстро падает, а по мере заполнения поверхностного слоя адсорбируемыми молекулами изменение s с

т.е. начальным значением G0  при концентрации ПАВ, стремящейся к нулю. В системе СИ единицами измерения поверхностной активности являются Н×м2/кмоль.

1 мН×м2/кмоль=1Гиббс=1Дин/см/(моль/дм3)

Наиболее подходящими для обработки нагнетаемых вод считаются ПАВ, значительно снижающие поверхностное натяжение на границе с нефтью при небольших концентрациях, улучшающие смачиваемость поверхности породы, малоадсорбирующиеся на ней и разрушающие водонефтяные эмульсии. Кроме того, они должны быть дешевыми, полностью растворимыми в пресной и пластовой воде, устойчивыми по отношению к солям пластовых вод. Лучшими показателями обычно обладают смеси различных ПАВ. В связи с этим основной задачей лабораторных исследований становится подбор наилучших композиций для конкретных условий залегания нефти. Огромный объем исследований требует больших затрат времени и средств и поэтому мало где реализуется в полной мере.

Применение ПАВ в промышленных объемах для увеличения нефтеотдачи встречает значительные трудности вследствие адсорбции их огромной поверхностью каналов фильтрации. Следует, однако, учитывать, что в результате фильтрации воды вслед за оторочкой раствора химреагента происходит частичная десорбция вещества, и перенос его в другие части пласта. 

С другой стороны, если бы адсорбция не происходила, тогда и механизм действия ПАВ не мог бы реализоваться в полной мере. Известны  результаты исследований эффективности полимерного заводнения с использованием веществ, понижающих адсорбцию активного реагента на поверхности породы, свидетельствующие об отсутствии технологического эффекта.

 

4. Щелочное заводнение

Растворы щелочей нагнетают в пласты в виде оторочек, продвигаемых пресной водой. Механизм действия щелочных оторочек связан с образованием поверхностно-активных веществ в результате взаимодействия щелочи с нефтью, приводящим к снижению поверхностного натяжения на границе раствора с нефтью, гидрофилизации поверхности пород (терригенных в большей степени).  За счет эмульгирования нефти создаются дополнительные гидродинамические сопротивления, способствующие увеличению микро- и макроохвата пласта заводнением. В настоящее время проводятся промысловые испытания щелочного заводнения и его модификаций, выражающихся  в создании смесей щелочей с различными типами ПАВ, термощелочное заводнение и др. Эффективность щелочного заводнения тесно связана с активностью нефтей, зависящей от содержания в них кислотных компонентов, реагирующих со щелочами. Чем более активны нефти, тем сильнее снижается поверхностное натяжение на их границе с раствором щелочи.

 

5. Полимерное заводнение

Загущение воды путем добавки к ней водорастворимых полимеров преследует цель выровнять фронт вытеснения за счет устранения или снижения вязкостной неустойчивости и предотвращения преждевременного прорыва нагнетаемой воды в добывающие скважины. При этом реализуется основное свойство полимерных растворов сопротивляться усилию, которое прилагается к ним. 

Чем выше скорость фильтрации раствора полимера при прочих равных условиях, тем выше фактор сопротивления. Величина фактора сопротивления определяется отношением подвижности раствора полимера к подвижности воды. Другим важным показателем вероятной эффективности метода является остаточный фактор сопротивления, который определяется после промывки пористой среды водой и десорбции или разрушения закачанного ранее полимера. В связи с тем, что в реальных условиях полимерное заводнение малоэффективно из-за резкого снижения скоростей фильтрации по мере удаления оторочки от нагнетательной скважины, в чистом виде технологию нигде не используют. Ее применяют в сочетании с нагнетанием композиций химреагентов с саморегулирующейся вязкостью. Такие реагенты снижают свою вязкость при контакте с нефтью и повышают ее при контакте с водой, что позволяет наиболее эффективно вытеснять нефть в реальных условиях залегания углеводородов, когда геологическое строение и коллекторские свойства пород резко изменяются в пределах залежи.

 

6. Применение углекислоты для увеличения  нефтеотдачи пластов

Углекислый газ, растворенный в воде или введенный в пласт в жидком виде, благоприятно воздействует на физико-химические свойства нефти, воды и коллектора, что способствует увеличению нефтеотдачи пластов.

СО2-бесцветный газ тяжелее воздуха с относительной плотностью 1,529. Критическая температура 31,1°С; критическое давление-7,29 МПа; критическая плотность-468 кг/м3. При температуре 20°С под давлением 5,85 МПа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/м3. При сильном охлаждении СО2 застывает в белую снегообразную массу с плотностью 1650 кг/м3, которая возгоняется при температуре -78,5°С и атмосферном давлении. Поверхностное натяжение жидкого углекислого газа снижается с ростом температуры.


 

Температура, °С

-52

0

+20

+25

Поверхностное натяжение, мДж/м2

16,54

4,62

1,37

0,59

 

Растворимость углекислого газа в воде с увеличением давления быстро возрастает. Повышение температуры и минерализации воды сопровождается уменьшением растворимости СО2. С увеличением концентрации углекислого газа вязкость воды возрастает. Например, при температуре 20°С и давлении 11,7 МПа вязкость карбонизированной воды равна 1,21 мПа×с. Растворимость углекислого газа в нефтях является функцией давления, температуры, молекулярной массы и состава нефти. С уменьшением молекулярной массы углеводородов растворимость СО2 в них возрастает. С очень легкими нефтями СО2 смешивается полностью при давлениях 5,6-7 МПа. Тяжелые нефти в жидкой углекислоте растворяются не полностью. Нерастворимый остаток состоит из смол, парафинов и других тяжелых углеводородов. С увеличением соотношения объема жидкой углекислоты к объему нефти в смеси растворимость нефти возрастает.

Для увеличения нефтеотдачи углекислый газ в сжиженном виде нагнетается в виде оторочки и проталкивается карбонизированной водой. При этом происходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углеводородов в жидком углекислом газе с соответствующими изменениями их свойств. Вязкость нефти уменьшается, а ее объем увеличивается, снижается поверхностное натяжение на границе нефти с  водой. Например, увеличение объема Арланской нефти при концентрации СО2, равной 25% по массе, достигает 30% при температуре 24°С и давлении 12 МПа, а вязкость ее уменьшается с 13,7 мПа×с до 2,3 мПа×с.  Значительная экстракция легких углеводородов из нефти наблюдается при температуре и давлении выше критических для СО2 и поэтому процесс сходен с процессом ретроградного испарения легких фракций нефти в фазу, обогащенную углекислым газом.

По результатам лабораторных исследований при объеме оторочки жидкой углекислоты 4-5% от объема пор, нефтеотдача возрастает более чем на 50% по сравнению с обычным заводнением. Нагнетание карбонизированной воды позволяет при благоприятных условиях увеличить коэффициент нефтевытеснения относительно обычного заводнения почти на 30%. Углекислый газ является эффективным средством увеличения нефтеотдачи  карбонатных и терригенных пластов в которых пластовое давление составляет 5,6 МПа и более, а температура изменяется в пределах     24 -71°С. Положительное влияние углекислоты на нефтеотдачу является также следствием активного химического взаимодействия ее с породой. В результате такого взаимодействия проницаемость породы может увеличиться. Под воздействием углекислоты повышается кислотность глинистых минералов, что способствует их сжатию и предотвращает набухание. Промышленные опыты по закачке СО2 в продуктивные пласты дали обнадеживающие результаты.

 

7. Термические способы увеличения нефтеотдачи

Впервые опыты по тепловому воздействию на пласт в России были начаты в 30-е годы. При нагнетании в пласт горячей воды повышение температуры вызывает понижение вязкости нефти, изменение молекулярно-поверхностных сил, расширение нефти и горных пород, улучшение смачивающих свойств воды. В начале процесса горячая вода, нагнетаемая в пласт, быстро отдает тепло породе, остывает до пластовой температуры и поэтому между вытесняемой нефтью и последующими порциями теплоносителя образуется зона остывшей воды. 

Следовательно, нефть практически вытесняется водой, имеющей пластовую температуру. Влияние теплоносителя на эффективность вытеснения нефти начинает сказываться в более поздний водный период разработки залежи. 

Движение горячей воды в пласте сопровождается уменьшением фильтрационных сопротивлений в прогретой зоне. Улучшается смачиваемость поверхности, возрастают интенсивность и роль капиллярного перераспределения жидкостей.  

Если уменьшение вязкости нефти способствует увеличению нефтеотдачи, то интенсификация капиллярных процессов на фронте вытеснения может оказать существенное отрицательное влияние на нефтеотдачу. Эти явления могут возникать при низкой температуре теплоносителя в пласте (до 80-85°С).

Если в пласт нагнетается перегретый водяной пар, то нагрев пласта вначале происходит за счет теплоты перегрева. При этом температура снижается до температуры насыщенного пара т.е. до точки кипения воды в пластовых условиях. Далее на нагрев пласта расходуется скрытая теплота парообразования и затем пар конденсируется. В этой зоне температура пароводяной смеси и пласта будут равны температуре насыщенного пара до тех пор, пока вся скрытая теплота парообразования не будет израсходована. Затем пласт будет нагреваться за счет температуры горячей воды до тех пор, пока ее температура не упадет до начальной пластовой.

Другим методом термовоздействия является осуществление процесса внутрипластового горения. Вытеснение нефти происходит горячими газообразными продуктами  сгорания части нефти, нагретой водой и паром. Суммарный результат воздействия движущегося очага горения в пласте складывается из многочисленных эффектов, способствующих увеличению нефтеотдачи

В первую очередь выделяются легкие углеводороды, конденсирующиеся в ненагретой зоне пласта впереди фронта горения и уменьшающие вязкость нефти. Затем конденсирующаяся влага образует зону повышенной водонасыщенности; происходит термическое расширение жидкостей и пород, увеличиваются проницаемость и пористость за счет растворения цементирующих материалов; углекислый газ, образующийся при горении, растворяется в воде и в нефти, повышая их подвижность; тяжелые остатки нефти подвергаются пиролизу и крекингу, что увеличивает выход углеводородов из пласта.

Успешному осуществлению процесса способствует равномерность распределения нефти в пласте, высокая проницаемость и пористость пород. Более устойчивые очаги горения возникают в пластах, содержащих тяжелые нефти, обладающие повышенным содержанием коксового остатка. Повышенная водонасыщенность пласта затрудняет течение процесса. Тепловая волна, образующаяся при горении, характеризуется температурной кривой, имеющей два ниспадающих крыла с максимумом между ними, соответствующим температуре очага горения. По лабораторным данным ее величина достигает 550-600 °С. Фронтальное крыло температурной кривой возникает в процессе горения кокса и частично нефти вследствие распространения тепла конвективным его переносом продуктами горения и конденсации паров углеводородов и воды за счет теплопроводности. После движущегося очага горения остается нагретая порода, постепенно охлаждающаяся движущимся здесь окислителем. По данным лабораторных экспериментов длина тепловой волны достигает нескольких десятков сантиметров. Скорость движения волны зависит от плотности потока окислителя и концентрации в нем кислорода и может изменяться от единиц до десятков метров в сутки. Считается, что при осуществлении описанной технологии нефтеотдача может достигать 70-85%.

 

8. Вытеснение нефти из пласта растворителями

Основой механизма вытеснения нефти растворителями является отсутствие поверхностного натяжения на границе раздела с нефтью, которой, в сущности, нет. Растворитель, например, пропан проталкивается более дешевым агентом. При движении оторочки растворителя она размывается с одного края нефтью, а с другого - вытесняющим агентом. Степень перемешивания жидкости характеризуется коэффициентом дисперсии D, который называют коэффициентом конвективной диффузии или коэффициентом перемешивания. Этот коэффициент зависит от скорости движения и на несколько порядков может превосходить коэффициент молекулярной диффузии. Большое влияние на процесс оказывает различие плотностей нефти и растворителя вследствие искривления поверхности контактов и образования гравитационных языков. Оптимальный размер оторочки, необходимой для сохранения ее сплошности до подхода фронта вытеснения к эксплуатационным скважинам, для различных условий следует определять специальными исследованиями, учитывающими специфику залежи. На практике размеры оторочек растворителя колеблются от 4 до 12% от объема пор.

Большое влияние на эффективность процесса оказывает состав нефти и насыщенность порового пространства различными фазами. При наличии свободного газа в нефтяной части пласта процесс замедляется вследствие смешивания пропана с газом и ухудшения его качеств как растворителя. Значительное снижение эффективности процесса наблюдается при большом количестве воды в пористой среде. 

Вода блокирует часть нефти, которая при этом теряет контакт с жидким пропаном. В таких условиях можно применять растворители, смешивающиеся и с водой, и с нефть, например, спирты. Вслед за оторочкой наиболее рационально нагнетать в пласт газ, хорошо растворяющийся в растворителе. 

Если оторочка продвигается по пласту газом, то в качестве растворителя обычно используются сжиженные пропан-бутановые смеси и другие более тяжелые углеводороды. 

Состав растворителя необходимо выбирать так, чтобы наблюдалась неограниченная взаимная растворимость оторочки в нефти и газе. При этом условии в пористой среде не возникают границы раздела фаз и вытеснение нефти осуществляется более эффективно. Для осуществления смесимого вытеснения нефти оторочкой необходимо выбрать такой состав углеводородов растворителя, при котором они в пластовых условиях находятся в жидком состоянии.


9. Вытеснение нефти газом высокого давления

По данным опытов при некоторых весьма высоких давлениях в газе растворяются почти все компоненты нефти, за исключением смолистых и других тяжелых ее составляющих. Добывая затем этот газ, в котором содержатся пары нефти  или ее компонентов, на поверхности можно получить конденсат, выпадающий при снижении давления. Таким образом, сущность метода заключается в искусственном превращении месторождения в газоконденсатное. Практически эту технологию трудно осуществить, т.к. для растворения всей нефти требуются очень высокие давления (70-100 МПа) и огромные объемы газа (до 3000 м3 в нормальных условиях для растворения 1 м3 нефти). 

Давления обратного испарения значительно уменьшаются, если в составе нагнетаемого газа содержатся тяжелые углеводородные газы - этан, пропан или углекислота. Но объем требующегося газа остается высоким. Процесс можно значительно упростить и удешевить, если извлекать наиболее летучие фракции нефти. Для этого следует нагнетать меньшие объемы сухого газа при более низких давлениях по сравнению с давлением, необходимым для полного растворения нефти. 

Опытами установлено, что в процессе нагнетания в модель пласта, содержащего легкие нефти, газов высокого давления нефтеотдача бывает большей, чем должна быть только при обратном испарении фракций нефти.  

Движущийся по пласту газ постепенно обогащается этаном и более тяжелыми углеводородами, а метан, встречаясь со свежими порциями нефти, имеющими давление насыщения ниже давления нагнетаемого газа, растворяется в нефти. Газ, содержащий значительное количество тяжелых углеводородов, уже при сравнительно небольших давлениях и температурах полностью смешивается с нефтью. Нефтеотдача при этом высокая, т.к. процесс становится близким к тому, который наблюдается при вытеснении нефти жидким растворителем.