Вытеснение нефти паром - наиболее распространенный метод увеличения нефтеотдачи пластов, так как при вытеснении высоко­вязких нефтей он обладает явными преимуществами перед дру­гими методами.

Механизм процесса. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вяз­костью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью — более 5000 кДж/кг — в 3—3,5 раза выше горячей воды при 230 °С, вносит в пласт значительное коли­чество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов — нефти, воды, газа. В пласте образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения (рис. 3).

Относительно большая доля известных запасов нефти во всем мире характеризуется высокой вязкостью нефти. Высокая вяз­кость нефти — один из основных факторов, определяющих ее ма­лую подвижность в пористой среде и неудовлетворительную эф­фективность извлечения.   Вязкость   нефти   сильно   зависит   от температуры, которая в естественных  условиях не всегда достаточно высока в пласте. Как показывают исследования и опыт разработки, для эффективного извлечения нефти вязкостью более                25 - 50 мПа-с требуется тепловое воздействие на пласты с целью снижения ее вязко­сти. При нагревании нефти от 20-25 до 100-120 °С вязкость ее может снижаться с 500-1000 до 5-20 мПа-с,  см. рисунок

Влияние щелочи на межфазные свойства нефти, воды и породы известно давно. Более высокая вытесняющая способность щелоч­ной воды отмечалась еще при разработке бакинских нефтяных месторождений в 40-х годах. В последние годы к щелочному завод­нению вновь проявляется интерес в связи с обнаружением в не­которых нефтях значительного содержания активных полярных компонентов.

Механизм процесса. Метод щелочного заводнения нефтя­ных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. Практически все природные нефти содержат в своем составе активные компоненты - органические кислоты, но количество и состав их различны. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кисло­тами, в результате чего образуются поверхностно-активные веще­ства, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть - раствор щелочи и увеличивающие смачиваемость породы водой. Лабораторные исследования показали, что степень сниже­ния межфазного натяжения возрастает с увеличением количества органических кислот в нефти и может составлять 0,001 мН/м и менее в узком диапазоне концентраций щелочи в рас­творе (рис. 10).

Другой метод повышения эффективности заводнения пластов - так называемое полимерное заводнение, заключающееся в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реа­гент - полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.

Метод изучается с конца 50-х годов, а в промышленных усло­виях испытывается с 60-х годов. В нашей стране исследования проблем полимерного заводнения наиболее широко проводятся во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте и Гипровостокнефти.

Механизм   процесса. Как было показано, от вязкости воды,   вытесняющей   нефть,   от  соотношения вязкостей нефти и воды существенно зависит охват не­однородных пластов заводнением.

Добавление к воде, нагнетаемой в пласты, поверхностно-актив­ных веществ в небольших дозах для повышения ее вытесняю­щей способности было одним из первых мероприятий, направлен­ных на повышение эффективности заводнения, которое изучается с 50-х годов. В нашей стране исследования эффективности вытес­нения нефти водными растворами ПАВ на моделях пластов про­водились во многих институтах, но больше всего в БашНИПИнефти, ТатНИПИнефти, ПермНИПИнефти и Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте.

Механизм процесса вытеснения нефти из пластов вод­ным малоконцентрированным раствором ПАВ, типа ОП-10, основан на том, что при этом снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой от 35-45 до 7-8,5 мН/м  и  увеличивается  краевой  угол смачивания  кварцевой  пластинки  от  18 до 27°. Сле­довательно, натяжение  смачивания (σ cos θ) уменьшается в 8-10 раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что опти­мальной массовой концентрацией неионогенных ПАВ в воде сле­дует считать 0,05-0,1 % [3].