/
Автор: Кабиров М.М. Персиянцев М.Н. Ленченкова Л.Е.
Теги: техника технические науки геология нефть полезные ископаемые нефтяная промышленность месторождения
ISBN: 5-88788-007-4
Год: 1999
Текст
М. Н. Персиянцев, М. М. Кабиров, Л. Е. Ленченкова
ПОВЫШЕНИЕ
НЕФТЕОТДАЧИ
НЕОДНОРОДНЫХ
ПЛАСТОВ
ОРЕНБУРГСКОЕ КНИЖНОЕ ИЗДАТЕЛЬСТВО • 1999
ББК 3.361.7
П-42
IM. И. Персияицев, М. М. Кабиров, Л. Е. Ленчепкова
Рецензент
Е. В. Лозин, доктор геолого-минералогических наук
ПЛ2
Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. - Оренбург: Оренбург-
ское книжное издательство, 1999,- 224 с.
ISBN 5-88788-007-4
В книге обоснованы и приведены основные показатели эффективности
вытеснения нефти из пористой среды водой и растворами композиций хи-
мических реагентов, изложены основные факторы, влияющие на нефтеотда-
чу. Рассмотрены методы экспериментальных исследований процессов вы-
теснения нефти.
Значительное место занимают вопросы, связанные с подготовкой и про-
ведением промысловых испытаний по изучению эффективности новых ме-
тодов увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов в различных геолого-
физических условиях.
Книга предназначена для инженеров и научных работников, занимаю-
щихся разработкой нефтяных месторождений. Она будет полезна студен-
там нефтяных вузов.
ISBN 5-88788-007-4
© М. Н. Персиянцев,
М.М. Кабиров,
Л. Е. Лснчснкова, 1999
© Оренбургское книжное издательство, 1999
Введение
Одним из элементов понятия оптимальности систем разработки
нефтяных месторождений является достижение максимально возмож-
ной и экономически оправданной величины нефтеотдачи пластов. При
разработке залежей нефти достигаемая средняя нефтеотдача нс пре-
вышает 34-37%, а по месторождениям Российской Федерации она
составляет примерно 40-43%.
Таким образом, при существующих технологиях добычи нефти
до 60%, а в некоторых случаях до 85%, запасы нефти останутся нс-
извлечепными.
В связи с этим решение проблемы увеличения коэффициента неф-
теотдачи, следовательно увеличения извлекаемых запасов нефти,
имеет большое социально-экономическое значение.
На величину нефтеотдачи пласта влияет значительное количество
одновременно действующих параметров, характеризующих геоло-
го-физические и технологические условия разработки нефтяных за-
лежей. Исследования, проводимые в последние годы, направлены на
более полный учет реальных условий извлечения нефти. Большое
внимание при этом уделяется учету неоднородности пластов по про-
ницаемости, расчлененности, прерывистости, а также исследованию
и учету реологических свойств нефтей.
В предлагаемой читателю книге большое внимание уделено экс-
периментальному изучению особенностей процессов нефтсвытсснс-
ния из моделей неоднородных пластов. Показано, что проницаемос-
тная и послойная неоднородность пластов существенно влияет на
полноту вытеснения нефти из пористой среды.
Таким образом, неоднородность пластов, система размещения и
плотность сетки скважин в сочетании с другими неблагоприятными
условиями разработки существенно ухудшают охват продуктивных
пластов воздействием нсфтсвытссняющих жидкостей.
Значительное место в книге занимают результаты лабораторных
и промысловых работ по разработке и испытанию новых технологий
увеличения охвата неоднородных пластов нсфтсвытссняющимн аген-
тами на основе использования относительно дешевых и доступных
3
химических продуктов, часто являющихся отходами химической и
нефтехимической промышленности. Изложены результаты промыс-
ловых испытаний способов увеличения нефтеотдачи пластов на мес-
торождениях АНК “Башнефть” и ОАО “Оренбургнефть”.
В заключительном разделе книги приведены некоторые примеры
использования сточных вод других предприятий для повышения эф-
фективности вытеснения нефти из пласта на месторождениях АНК
“Башнефть”. Показано, что многие эксперименты нефтяников рес-
публики Башкортостан по этой проблеме оказались технологически
и экономически оправданными и заслуживают тщательного изуче-
ния и широкого распространения.
В разделах 5 и 6 использованы и получили развитие идеи по при-
менению различных химических продуктов для увеличения нефте-
отдачи пластов.
Исследования по разработке технологий воздействия на неодно-
родные пласты композициями на основе силиката натрия выполне-
ны под руководством академика РАЕН А. Т Горбунова.
Экспериментальные исследования по нефтевытеснению из моде-
лей неоднородных пластов выполнены с участием с.н.с. В. Г Султа-
нова.
Авторы благодарят сотрудников ОАО “Оренбургнефть”, УГНТУ
и института НИИНЕФТЕОТДАЧЛ, оказавших неоценимую помощь
в подготовке материалов к изданию книги.
Д Показатели эффективности извлечения
нефти из залежей при их заводнении
1.1 Коэффициент нефтеотдачи пласта
Важнейшим показателем эффективности применяемых систем
разработки нефтяных месторождений, характеризующим полноту
выработки запасов нефти, является коэффициент нефтеотдачи, пред-
ставляющий собой отношение извлекаемого количества нефти Q||H
к начальным балансовым запасам Q,
'•НЬ
р = -^и-. (1.1)
Таким образом, коэффициент нефтеотдачи - это относительная
величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансо-
вых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной
или предположительно выработанной залежи до предела экономи-
ческой рентабельности эксплуатации и является показателем завер-
шенного процесса разработки или такого, который предполагается
завершить в определенных условиях. Такое определение коэффици-
ента нефтеотдачи, связанное со временем и пространством, наибо-
лее полно удовлетворяет требованиям, высказанным в работах раз-
личных авторов и отраслевых инструкциях (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8).
Коэффициент нефтеотдачи можно вычислить, пользуясь отноше-
нием разности начальной SHH и остаточной S0|| нефтенасыщенности
пород залежи к начальной нефтенасыщенности, то есть
S - Ч
р = _Ш!_PU (1.2)
$пн
Обычно коэффициент нефтеотдачи пластов, определяемый по фор-
мулам (1.1 и 1.2), выражается в долях единицы или в процентах.
5
Из определения коэффициента нефтеотдачи следует, что он не
характеризует физически возможную предельную полноту нефтеиз-
влечения, показывая только ту долю нефти, которая может быть из-
влечена из залежи при разработке ес до экономически целесообраз-
ного предела. Таким образом, понятие “коэффициент нефтеотдачи”
является, по существу, условным: оно определяет только ту часть
балансовых запасов, извлечение которых экономически целесооб-
разно.
Конечный коэффициент нефтеотдачи, в зависимости от условий
его расчета, может быть проектным и фактическим. Фактическая
нефтеотдача определяется по результатам суммарной добычи нефти
в конце разработки залежи, а проектная нефтеотдача рассчитывает-
ся теоретическим путем при составлении технологических схем и
проектов разработки. Приводимые в технической литературе дан-
ные о достигнутых значениях нефтеотдачи в основном отражают
проектные значения нефтеотдачи, так как очень мало месторожде-
ний, разработка которых в настоящее время завершена.
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов совре-
менными, промышленно освоенными методами разработки, с точки
зрения обеспечения полноты выработки запасов во всех нефтедобы-
вающих странах, считается неудовлетворительной. В подтвержде-
ние этому достаточно сказать, что средний конечный коэффициент
нефтеотдачи по данным ряда специалистов по всем месторождени-
ям мира не превышает 0,34-0,39. Это означает, что если не приме-
нять принципиально новые методы улучшения выработки запасов,
то около 65% начальных запасов нефти останутся неизвлеченными.
Еще в более широком диапазоне (0,10-0,80) изменяются конеч-
ные коэффициенты нефтеотдачи по отдельным разрабатываемым
месторождениям.
По публикациям разных авторов средняя нефтеотдача по место-
рождениям России составляет примерно 40-43%. Данные о проект-
ных коэффициентах нефтеотдачи по некоторым длительно разраба-
тываемым месторождениям приводятся в табл. 1.1.
Приведенные в табл. 1.1 высокие значения конечной нефтеотда-
чи пластов при заводнении достигнуты при благоприятном сочета-
6
нии факторов, влияющих на отдельные показатели эффективности
процесса заводнения.
Таблица 1.1
Коэффициенты нефтеотдачи по некоторым залежам, длительно
разрабатываемым на жестко-водонапорном режиме (64, 82)
Залежь (или месторождение), пласт Вязкость нефти, мПа.с Коэффициент нефтеотдачи
проект- ный текущий (процент обводненности)
Бавлинское, Д, 2,40 0,593 0,491 (91)
Альметьевская, Д,+Дп 4,00 0,548 0,427 (69)
Южно-Ромашкинская, Д, 5,00 0,543 0,414 (84)
Абдрахмановская, Д, 2,74 0,568 0,436 (80)
Миннибасвская, Д, +Д(| 2,80 0,560 0,442 (84)
Мухановскос (III объект), Д,+Д4 0,77 0,590 0,520 (80)
Дмитровское, С, 1,48 0,650 0,510 (82)
Кулсшовское, А, 0,65 0,620 0,560 (94)
Туймазинскос, Д, 2,55 0,608 0,541 (95)
Туймазинскос, Д? 2,60 0,523 0,489 (91)
Константиновское, Д? 1,46 0,642 0,652 (93)
Леонидовская+Серафимовская, Д, 2,43 0,593 0,577 (93)
Арланская, С,-2,, 18,00 0,453 0,426 (96)
Вятская, 19,00 0,427 0,350 (92)
Арланская, С?-2К 8,00 0,247 0,042 (41)
Николо-Березовская, С,-2Н 17,00 0,404 0,359 (93)
Белебеевскос, Д, 4,00 0,290 0,150 (97)
Знаменское, Д, 3,80 0,310 0,240 (97)
Неблагоприятные сочетания этих факторов могут снизить неф-
теотдачу до 20-25 и даже до 10-15 процентов (81,82).
7
Сопоставление фактических значений коэффициента нефтеотда-
чи пластов с достаточно высокими проектными конечными значени-
ями показывает, что последние являются вполне реальными и дости-
жимыми. Имеются примеры и более высоких значений конечной неф-
теотдачи пластов. При заводнении пласта БВ81-2 Самотлорского ме-
сторождения вполне реальная конечная нефтеотдача 68-70% от на-
чальных геологических запасов. По пласту Б2 Зольненского и плас-
ту Д Яблоневского месторождения фактически достигнута нефтеот-
дача 65-66% (82).
Физически возможная добыча нефти из залежей может быть не-
сколько больше. Если разрабатывать залежь после достижения пре-
дела экономической рентабельности, то из нее можно извлечь еще
некоторое дополнительное количество нефти, и полученный при этом
коэффициент нефтеотдачи будет характеризовать физически возмож-
ное нефтеизвлечение.
Коэффициент физической нефтеотдачи В41П - это относительная
величина, показывающая, какая часть балансовых запасов нефти мо-
жет быть извлечена из пласта при наиболее эффективном режиме,
независимо от времени и себестоимости добычи нефти, то есть це-
ной любых затрат:
Qhh + AQ
(1.3)
где AQ - количество нефти, добытой из залежей после достижения
экономически рентабельного предела разработки до физически воз-
можного извлечения нефти.
В условиях реальных пластов остаточная нефтенасыщенность в
заводненных пластах минимальна на линиях нагнетания и различа-
ется в удаленных зонах - она тем больше, чем меньше прокачано
воды через эти зоны. На рис. 1.1 приведено распределение насыщен-
ности в заводненном пласте Д1 Азнакаевского участка Ромашкинс-
кого месторождения (82), построенное на основе оценочных сква-
жин и анализа нефтеотдачи.
8
Рис. 1.1. Профиль распределения насыщенности S в заводненном
пласте Д1 “а+б" Азнакаевского участка Ромашкинского месторож-
дения (82). Обводненность продукции, %: I - 90; II - 80; 1 - остаточ-
ная нефть; 2 - подвижная нефть; 3 - связанная вода; 4 - внедривша-
яся вода; 5 - нагнетательная скважина; 6 - добывающая скважина;
7 - скважина остановлена
Как видно из рис. 1.1, нефтеводонасыщенность пласта в процессе раз-
работки на любой момент времени является переменной величиной по
длине пласта. Призабойная зона нагнетательных скважин из-за большой
кратности промывки характеризуется минимальной остаточной нсфте-
насыщснностью, значение которой для конкретных условий вытеснения
можно определить из графиков относительных проницаемостей.
В силу того, что в реальных пластах происходит многократная
промывка пористой среды водой, коэффициент вытеснения для все-
го пласта будет отличаться от коэффициента вытеснения в приза-
бойной зоне. Кратность промывки в сечениях пласта, расположен-
ных ближе к нагнетательным скважинам, будет больше, чем в сече-
ниях более удаленных. В лабораторных исследованиях процессов
вытеснения при разработке реальных залежей нефти максимальный
коэффициент вытеснения получают обычно при трехкратной про-
мывке. Для реальных пластов среднее значение кратности промыв-
ки обычно достигает 1,5-2.
9
Определение кратности промывки, как среднюю величину по всему
объему пористой среды, очевидно, справедливо только для кернов. При
перенесении на реальный пласт этот термин теряет физический смысл.
При вытеснении нефти водой из реальных пластов коэффициент
кратности промывки изменяется от точки к точке и является функ-
цией от многих переменных.
В общем виде коэффициент кратности промывки К(| можно запи-
сать:
К„ = f(Qu, F, h, SB/, in, /), (1.4)
где QB - суммарный расход нагнетаемой воды на единичную площадь
сечения пласта; h - толщина пласта; SB/ - текущая водонасыщенность
пористой среды в сечении определения кратности промывки; I - рас-
стояние от линии нагнетательных скважин до рассматриваемого се-
чения пласта; m - пористость пласта; F - площадь сечения пласта.
В работе (101) предложена формула для расчета кратности про-
мывки пласта при вытеснении нефти от линейной нагнетательной
батареи к линии добывающих скважин в виде
Qb Vcb (/+1)'
п / Bhm (/-n) /
(1-5)
где В - ширина пласта; S() - предельная насыщенность пласта водой на
линии нагнетания; п - показатель степени, зависящий от расстояния
между нагнетательной и добывающей галереями и характера кривых
относительных проницасмостсй; Sc - содержание связанной воды.
Для определения постоянной п рекомендуется (100) использовать
выражение
n = lg {[(SO-SCB)/(SCP-SC1 ,)]/(!-/)}• (1.6)
Таким образом, остаточная нефть в реальном пласте после мно-
гократной промывки состоит из двух частей: неподвижной и подвиж-
10
ной. Это обстоятельство необходимо учитывать при определении
физически возможной нефтеотдачи пласта.
Как уже указывалось, коэффициент нефтеотдачи служит показа-
телем полноты извлечения нефти после окончания разработки или
такого процесса разработки, который предполагается завершить при
определенных экономических условиях. Иначе говоря, коэффициент
нефтеотдачи всегда характеризует конечный результат разработки
залежи. Поэтому, говоря о коэффициенте нефтеотдачи, нет необхо-
димости добавлять к этому термину слово “конечный”. Однако при
анализе разработки нефтяных месторождений нередко возникает
необходимость оценки степени использования запасов в частично
выработанных зонах залежи или в отдельных залежах. Для такой
оценки в общем случае, то есть независимо от метода воздействия
или при отсутствии искусственного воздействия на залежь, можно
пользоваться коэффициентом использования запасов, который в от-
личие от коэффициента нефтеотдачи характеризует незавершенный,
продолжающийся процесс разработки залежи. Этот показатель иног-
да называют текущим коэффициентом нефтеотдачи.
Коэффициентом использования запасов называется относитель-
ная величина, показывающая, какая доля извлекаемых запасов не-
фти извлечена из залежи, не выработанной до предела экономичес-
кой рентабельности разработки
t
J Q, (t) dt
= -----------, (1.7)
Qbb
t
где fQ (t) dt - суммарная добыча нефти из залежи с начала разработ-
ки до текущего момента времени t; Q, (t) - функция годового отбора
нефти в зависимости от времени разработки.
В частном случае при вытеснении нефти из пласта водой или дру-
гими агентами, то есть при искусственном воздействии на залежь,
для оценки степени использования запасов нефти в частично выра-
11
ботанной залежи или в отдельных ее зонах можно пользоваться ко-
эффициентом выработки, также характеризующим незавершенный
процесс разработки залежи.
Коэффициент выработки - это относительная величина, показы-
вающая, какая доля балансовых запасов нефти извлекается из зале-
жи (или части ее), не выработанной до предела экономической рен-
табельности разработки при вытеснении нефти различными агента-
ми (водой, газом, взаимно смешивающимися жидкостями и т.д.)
1 t
PD =---------I Q,(t)dt, (1.8)
Qhbb °
где QH|.H - начальные балансовые запасы нефти в объеме пласта, ох-
ваченном воздействием к данному моменту времени.
Важное значение для контроля за эффективностью вытеснения
нефти из пористой среды имеет определение текущего значения ко-
эффициента выработки при заводнении. Как видно из формулы (1.8),
для оценки текущего значения коэффициента выработки пласта на
дату анализа необходимо знать начальные балансовые запасы в за-
водненном объеме пласта. Однако это требует знания текущего по-
ложения водонефтяного контакта (ВНК). К сожалению, современ-
ные геофизические, промысловые и гидродинамические методы не
позволяют эффективно решить эту задачу. Поэтому при анализе раз-
работки нефтяных месторождений коэффициент выработки пласта
оценивается весьма приближенно.
Коэффициенты использования и выработки запасов характеризу-
ют незавершенный процесс нефтеизвлечения, определяя на той или
иной стадии разработки залежи полноту извлечения нефти из недр.
Разница между этими коэффициентами заключается в том, что пер-
вый из них указывает на степень использования запасов любой зале-
жи, а второй - только тех, где используется вытеснение нефти водой,
газом, взаимно смешивающимися агентами и т.д. По мере выработ-
ки запасов нефти, увеличения охвата залежи вытесняющим агентом
коэффициенты использования и выработки запасов растут и, при-
ближаясь постепенно к значению коэффициента нефтеотдачи, срав-
12
ниваются с ним в конце разработки залежи, то есть по достижении
предела экономической рентабельной ее эксплуатации.
Для характеристики процесса разработки важно оценить количе-
ство нефти, отобранной из выделенного объекта за безводный пери-
од и за период после начала его обводнения. Это можно выразить с
помощью коэффициента использования запаса соответственно за
безводный и водный периоды, понимая под этими коэффициентами
долю нефти от первоначальных извлекаемых запасов, полученную
за соответствующий период.
Если пользоваться приведенными коэффициентами, то отпадает
необходимость в таких терминах, как коэффициенты “текущей”,
“безводной”, “водной”, “конечной” нефтеотдачи, которые приме-
няют многие исследователи. При этом под коэффициентом текущей
нефтеотдачи понимают или коэффициент использования запасов, или
коэффициент выработки заводненной части залежи, под коэффици-
ентом безводной нефтеотдачи - коэффициент использования запасов
залежи за безводный период ее разработки, под коэффициентом пол-
ной нефтеотдачи - суммарный коэффициент использования запасов
за безводный и водный периоды и под коэффициентом конечной неф-
теотдачи - просто коэффициент нефтеотдачи.
Как уже указывалось, коэффициент нефтеотдачи нельзя отожде-
ствлять с коэффициентом вытеснения нефти водой, как это делают
некоторые исследователи.
1.2. Коэффициент вытеснения нефти водой
Коэффициентом вытеснения нефти водой называют отношение
объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели
пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начально-
му объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пла-
ста.
Поскольку для вытеснения нефти из образца породы или модели
пласта можно использовать не только воду, но и любой другой агент
(газ, взаимно смешивающиеся жидкости, спирты, пены и другие), то
следует дать более общее определение коэффициента вытеснения,
13
характеризующего полноту вытеснения нефти в лабораторных ус-
ловиях из образца породы или модели пласта.
Коэффициентом вытеснения нефти В11ЫТ называют отношение
объема нефти V , вытесненной каким-либо агентом из образца по-
роды или модели пласта до полного насыщения этим агентом полу-
чаемой продукции к начальному объему нефти V , содержащейся в
образце породы или модели пласта:
VHH
Для характеристики полноты вытеснения нефти водой из модели
пласта за определенный промежуток времени, а также за безводный
и водный периоды можно пользоваться коэффициентами вытесне-
ния за эти периоды, понимая под ними долю нефти от первоначаль-
ного се содержания, полученную из образца породы соответственно
за определенный промежуток времени, за безводный и водный пери-
оды вытеснения.
Из приведенных определений и формул видно, что коэффициен-
ты использования запасов и текущей нефтеотдачи определяют часть
начальных балансовых запасов нефти, добытой соответственно на
определенную дату (за определенный промежуток времени с начала
разработки залежи) и после полного завершения ее разработки, и
служат показателем полноты извлечения запасов нефти из части за-
лежи, подвергнутой воздействию.
Коэффициент нефтеотдачи определяют экспериментальными ис-
следованиями, аналитическими методами и по геолого-промысло-
вым данным. Экспериментальные исследования заключаются обыч-
но в проведении лабораторных опытов по вытеснению нефти водой
из кернов исследуемого объекта и позволяют определять лишь ко-
эффициент выработки, характеризующий полноту вытеснения нефти
из части пласта, подвергнутого воздействию (вытеснение нефти ка-
ким-либо агентом).
14
1.3. Коэффициент охвата пласта воздействием
Такие важнейшие показатели разработки нефтяных месторожде-
ний, как производительность залежи и полнота извлечения нефти, в
значительной степени зависят от неоднородности продуктивных пла-
стов. Неоднородность приводит к снижению коэффициента охвата
пласта воздействием, под которым понимается отношение объема
пласта, вовлеченного в разработку, ко всему объему пласта.
Под неоднородностью понимается полное или частичное заме-
щение продуктивного пласта в одной или нескольких скважинах как
по толщине, так и по простиранию. Однако следует иметь в виду,
что пласт, выделенный с геологических позиций как цельное недели-
мое образование, в гидродинамическом отношении обычно являет-
ся сложным составным телом. На отдельных участках он расчленя-
ется, отдельные прослои замещаются непроницаемыми породами,
за счет чего меняется общая и эффективная толщина.
Коэффициент охвата, таким образом, определяется как отноше-
ние объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к на-
чальному нсфтснасыщснному объему пласта, то сеть
Po = vlllt/v(l, (1.10)
где V - объем залежи, охваченный процессом вытеснения; VfJ - на-
чальный нсфтссодержащий объем залежи.
Из приведенных определений ясно, что коэффициент нефтеотда-
чи во столько раз меньше коэффициента вытеснения нефти, во сколь-
ко раз объем промытой части пласта меньше всего объема, охвачен-
ного вытеснением.
Коэффициент нефтеотдачи пласта
Р = а-11)
Коэффициент охвата нефтяной залежи процессом заводнения за-
висит от большого числа факторов. Поэтому удобно представлять
его в виде произведения целого ряда коэффициентов, учитывающих
влияние того или иного фактора, оказывающего соответствующее
воздействие на общий коэффициент охвата. В работе (79) коэффи-
15
циент охвата пласта воздействием рекомендуется определять по
формуле:
Зо = ^Л2РоЛмРО5> (1-12)
где Р0| - коэффициент охвата, учитывающий влияние неоднороднос-
ти пласта по проницаемости; РО2 - коэффициент охвата залежи сет-
кой скважины, учитывающий прерывистость продуктивного пласта,
то есть зональную неоднородность; Роз - коэффициент охвата, учи-
тывающий потери нефти в зоне стягивающего ряда скважин; 0О4 -
коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне разрезаю-
щего ряда скважин; 0О5 - коэффициент охвата, учитывающий потери
нефти на невыработанных участках залежи.
Коэффициент охвата рО|, учитывающий влияние неоднородности
пласта по проницаемости, соотношение вязкостей нефти и неверти-
кальность начального положения ВНК определяются по методике
расчета процесса обводнения и нефтеотдачи неоднородного по про-
ницаемости пласта.
В соответствии с работой (79) коэффициент охвата выражается
формулой:
1 + £
Р01 = i - f (КА) + ———
Ка
KdF(K)
(1.13)
(1.14)
где К - проницаемость трубки тока; КА - проницаемость трубки тока, по
которой прорвалась вода в конечное сечение; F(KA) - доля пласта, про-
мытая водой; F(K) - функция распределения проницаемости пласта;
Е - отношение подвижностей нефти и воды определяется по формуле:
£ =-------
В этой методике коэффициент охвата Р0| зависит от времени раз-
работки, и конечное его значение является функцией предельной
обводненности, добываемой из пласта нефти. А предельная обвод-
ненность добываемой нефти, при которой наступает экономический
предел рентабельности процесса добычи нефти, зависит от ряда дру-
16
гих факторов, таких как дебиты скважин, глубина залегания продук-
тивного пласта, предельная себестоимость и цена реализации добы-
ваемой нефти.
Коэффициент охвата залежи сеткой скважин учитывает прерыви-
стость продуктивного пласта, его сложное геологическое строение.
В качестве показателей прерывистости продуктивного пласта ис-
пользуются доли непрерывной части пласта V||E||p, доли линз УЛИ1П и
полулинз VH/J]H||3 в общем объеме пласта:
vHEr». =О-15)
^оыц
V
v - ли,,! • ш
Утт~~---------’ <116)
* ОБЩ
V 111- (117)
* П/ЛИПЗ _ ’ V11'/
V ОБ1Ц
Очевидно, что V|JE„p + VJ|H]|J + У„/ЛИ1В = 1.
Исследования, проведенные во ВНИИ Ю. П. Борисовым, В. В. Вои-
новым и 3. К. Рядининой (79), показали, что величину V|1Enp можно
найти с достаточной степенью точности уже при редкой сетке разве-
дочных скважин. При одной и той же доле непрерывного пласта ко-
эффициент охвата изменяется в зависимости от соотношения линз и
полулинз. Однако, учитывая, что на поздней стадии разработки бу-
дет осуществлен перенос фронта нагнетания в виде той или иной
формы площадного или очагового заводнения, можно приближенно
считать, что процессом разработки охватывается половина объема
всех линз и полулинз. На этом основании Ю. П. Борисовым реко-
мендована следующая приближенная формула для определения ко-
эффициента охвата пласта воздействием при заводнении 0оа, учиты-
вающего прерывистость продуктивного пласта:
17
V - V
, _ xr + линз п/линз
oa ” VHEBP ' ~
(1-18)
В формуле (1.18) VHEnp необходимо увязывать формой и плотно-
стью размещения скважин. Поэтому для расчета |Зо<1 в работе (79)
рекомендуется пользоваться формулой:
Р... = 0.5(1+а
(1.19)
5 =5h.„F/V„Bll,
(1.20)
где = Ь.Эф / h ; ЬЭф |лр - эффективная толщина пласта, прослежи-
вающаяся на выбранном расстоянии между скважинами; F - площадь
залежи при условии, если непрерывная часть пласта прослеживает-
ся повсюду.
Коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне стяги-
вания контуров нефтеносности, определяется по известным форму-
лам, приведенным в монографии (12).
В результате величина Ро! может быть вычислена по следующим
формулам.
Если контур нефтеносности подходит к последнему стягивающе-
му ряду добывающих скважин с одной стороны, то будем иметь
4еЬ.3фо2(п- 1)т
р()1- 1 -- .
V тср
При двухстороннем стягивании контура получим
8 Eh о2 (n- 1)т
Р = 1-------------------------,
V т,.„
(1.21)
(1-22)
где 2а- расстояние между скважинами последнего стягивающего
ряда; п - число скважин в последнем ряду; е - коэффициент относи-
тельных потерь; V - объем продуктивной части пласта; m - средняя
эффективная пористость пласта в области последнего стягивающе-
го ряда; тср - средняя эффективная пористость пласта, средневзве-
шенная по площади или объему.
18
Коэффициент е зависит от степени обводненности скважин и со-
отношения вязкости воды и нефти. Его значения даются в специаль-
ной литературе.
Если построена карта остаточных нефтенасыщенных толщин в
зонах стягивающих рядов скважин, то можно по ним определить ос-
таточные запасы нефти в этих зонах и коэффициснт0О1:
003=1----, (I-23)
Quo
где Q - остаточные запасы нефти в зоне стягивающего ряда при
достижении предельной обводненности добываемой жидкости; Q1IB -
геологические запасы нефти.
При разработке залежи с применением внутриконтурного завод-
нения следует учитывать потери нефти в разрезающих рядах нагне-
тательных скважин. Их определяют по формуле, рекомендованной в
работах (79, 104):
0,075 о,,2 h m 3 N„
0<м=1-----------------(1-24)
^НБ
где <5Н - половина расстояния между нагнетательными скважина-
ми, м; h - толщина пласта, м; m - пористость; 3 - коэффициент ис-
пользования пор, определяется из условия бесконечной промывки
пласта; N(I - число водонагнетатсльных скважин.
При разработке нефтяной залежи методом площадного заводне-
ния потери нефти в стягивающих и разрезающих рядах отсутствуют.
Однако при этом появляются потери нефти вследствие особеннос-
тей кинематики фильтрационных потоков при площадном заводне-
нии. Коэффициент охвата процессом площадного заводнения мож-
но определить по известным зависимостям, приведенным, например,
в работах (79, 104). При расчете конечной нефтеотдачи пласта этот
коэффициент в данном случае заменяет произведение коэффициен-
та13 0оз и 004-
Следует исключить из расчета запасы нефти тех участков зале-
жей, которые при современных методах разработки нефтяных мес-
торождений не могут быть успешно вытеснены и в конечный срок
19
дренированы скважинами. Это, в первую очередь, малопродуктив-
ные участки нефтяных залежей, на которые не планируется бурение
скважин, участки водонефтяных зон, которые явно не могут быть
выработаны проектируемой сеткой скважин, участки пласта, непос-
редственно прилегающие к линии выклинивания пласта или текто-
ническому экрану, образующие так называемые тупиковые зоны.
Запасы нефти на этих участках могут быть определены с помощью
карт эффективных нефтенасыщенных толщин обычным объемным
методом подсчета запасов нефти. По этим данным определяется ко-
эффициент, учитывающий эти потери, по следующей формуле:
Qr3
Р05=1-~—, d.24a)
где Qn - геологические запасы зон, выработка которых невозможна
при запроектированном размещении скважин.
В работах разных авторов приведены и другие методы расчета
коэффициента охвата пластов при заводнении.
Заводнение нефтяных залежей при разработке может быть есте-
ственным, когда извлекаемая из пласта нефть замещается пласто-
вой водой - контурной или подошвенной, подпирающей нефть, и ис-
кусственным, когда нефть из пластов вытесняют водой, нагнетаемой
с поверхности или из других водоносных пластов через специаль-
ные скважины.
Различия между этими видами заводнения нефтяных залежей могут
быть очень большими, но, по мнению авторов работы (82), выражают-
ся они обычно одними и теми же показателями эффективности:
а) коэффициентом дренирования залежей (Рд);
б) коэффициентом охвата пласта воздействием ф0);
в) коэффициентом вытеснения нефти водой (Рвыт).
При этом коэффициент дренирования залежи определяет долю
из общего нефтенасыщенного объема, в котором достигнут коэффи-
циент вытеснения нефти, соответствующий остаточной нефтснасы-
щенности пласта для данной вытесняющей жидкости.
К сожалению, коэффициент дренирования пласта, как в процессе
разработки, так и после его заводнения, определить затруднительно.
20
В то же время для понимания механизма формирования конечной
нефтеотдачи пластов этим показателем следует пользоваться.
1.4. Остаточное нефтенасыщение продуктивного пласта
После завершения разработки нефтяной залежи в ней остается
значительное количество остаточной нефти. Природа остаточной
нефти разнообразна. В настоящее время имеются лишь косвенные
представления о распределении остаточной нефти. Можно считать,
исходя из многообразия факторов, что реально образуются различ-
ные формы остаточной нефти как в пределах конкретного объекта
разработки, так и для месторождений различного типа.
По данным экспертных оценок остаточные залежи нефти, приня-
тые за 100%, по видам (формам) распределяются следующим обра-
зом (82):
1) нефть, оставшаяся в слабопроницаемых пропластках и участ-
ках, нс охваченных водой, - 27%;
2) нефть в застойных зонах однородных пластов - 19%;
3) нефть, оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не
вскрытых скважинами, - 24%;
4) капиллярно-удержанная и пленочная нефть - 30%.
Таким образом, часть остаточной нефти, которая не охвачена про-
цессом заводнения вследствие высокой макронеоднородности раз-
рабатываемых пластов и застойных зон, образуемых потоками жид-
кости в пластах, составляет 70% всех остаточных запасов, представ-
ляя основной резерв для увеличения нефтеотдачи.
Однако эти представления весьма приближенно отражают дей-
ствительную картину количественного распределения остаточной
нефти по видам. Решение этой задачи является частью фундамен-
тальных проблем развития теоретических основ разработки нефтя-
ных месторождений.
В связи с этим представляют интерес обобщения, приведенные в
работе (102). В соответствии с этой работой выделяют два основных
вида остаточных нефтей (ОН): ОН микроуровня И ОН макроуровня.
ОН макроуровня - это целики, различного рода непромытые про-
21
пластки, застойные зоны, линзы и др. Остаточная нефть, содержа-
щаяся в них, сохраняет свои исходные свойства.
ОН микроуровня - это пленочная нефть, адсорбированная на по-
верхности пористой среды, и капиллярно-защемленная остаточная
нефть, находящаяся в пористой среде в виде капель и глобул, кото-
рые отделены от скелета пористой среды пленкой воды. Важное от-
личие остаточных нефтей первого класса от второго заключается в
том, что если первые являются частями залежи, нс затронутыми за-
воднением или слабозатронутыми, то остаточные нефти микроуров-
ня, наоборот, образуются только в заводненных частях пласта.
В работах М. Л. Сургучева, Ю. В. Желтова, В. М. Рыжика,
Э. М. Симкина и других исследователей выделяют также остаточ-
ную нефть, связанную с неполнотой охвата пластов заводнением в
масштабах пласта в целом.
Величину остаточной нефтенасыщенности определяют по данным
анализа керна из обводненных пластов, геофизическими методами,
позволяющими определить нсфтеводонасыщенность пород около-
скважинной зоны, геофизическими измерениями в обсаженных сква-
жинах, по данным, полученным с применением химического инди-
катора.
Оценку количества остаточной нефти в обводненных зонах от-
дельных участков месторождений, разработка которых практически
закончена, проводили многие исследователи.
Более 90 определений нефтенасыщенности образцов из керна,
отобранного как в промытых, так и в чисто нефтяных зонах на неко-
торых месторождениях Урало-Поволжья при использовании в каче-
стве промывочной жидкости обычного глинистого раствора, показа-
ли, что остаточная нефтенасыщенность изменялась в исключитель-
но широких пределах - от 5 до 90%. Даже по керну, отобранному из
одной скважины, нефтенасыщенность колебалась иногда от 20 до
65% (82).
По обобщенным данным М. Л. Сургучева, А. Т. Горбунова и дру-
гих исследователей средняя остаточная нефтенасыщенность по все-
му керну - 22,8+5%, тогда как средняя нефтенасыщенность керна
скважин, расположенных в чисто нефтяных зонах пласта, но промы-
22
тых фильтратом бурового раствора, изменяется от 19,3 до 35,1%, а
из оценочных скважин в промытых зонах пласта - от 17,1 до 27%.
Анализируя данные по определению начальной и остаточной неф-
тснасыщенности пород-коллекторов Узеньского месторождения по
результатам исследования керна, исследователи пришли к выводу,
что если между начальной нефтснасыщенностью и проницаемостью
коллектора существует тесная взаимосвязь (чем больше проницае-
мость, тем больше начальная нефтенасыщснность), то при довольно
широком диапазоне проницаемости (0,03-0,06; 0,06-0,12; 0,12-0,24;
0,24-0,6 мкм2) средние значения близки друг к другу и равны 25,5%.
Таким образом, среднее значение остаточной нефтенасыщеннос-
ти пласта в конце разработки составляет значительную величину.
1.5. О достоверности определения параметров,
характеризующих запасы нефти и нефтеотдачу пластов
В настоящее время новые методы увеличения коэффициента неф-
теотдачи пластов применяются, в основном, в опытно-промышлен-
ных масштабах с целью выбора наиболее оптимальных вариантов
дополнительного воздействия на залежь. Объектами этих работ яв-
ляются залежи или участки залежей разного масштаба. По степени
изученное™ начальные и остаточные запасы таких объектов различ-
ны. Значительная часть промысловых экспериментов проводится на
давно разрабатываемых объектах, относительно хорошо изученных
по данным разведки и последующей разработки традиционными ме-
тодами. Такие объекты имеются на месторождениях республик Та-
тарстан и Башкортостан, Самарской, Оренбургской и Саратовской
областей, Западной Сибири. В некоторых случаях на месторожде-
ниях с трудноизвлскасмыми запасами нефти работы по применению
новых методов увеличения нефтеотдачи пластов начинаются почти
сразу же после окончания разведки. Таким образом, принятие реше-
ния о целесообразности применения новых методов увеличения неф-
теотдачи происходит на разной информационной базе, не всегда до-
стоверно отражающей фактическое состояние выработки запасов
нефти и структуру распределения остаточных запасов в пласте.
23
При определении коэффициента выработки нефтяной залежи к
началу внедрения новых мероприятий по увеличению нефтеотдачи
большое значение имеет достоверность, то есть точность определе-
ния параметров залежи, по которым подсчитываются начальные за-
пасы нефти. Применяемые в настоящее время методы определения
этих параметров требуют дальнейшего совершенствования, чтобы
обеспечить достаточную точность подсчета запасов в различных гео-
логических условиях.
Из формулы (1.1) видно, что если количество добытой из залежи
нефти Q(|H известно, то величина коэффициента нефтеотдачи опре-
деляется только значением величины балансовых запасов нефти. Оба
параметра, входящие в формулу (1.1), определяются с некоторыми
погрешностями. Если достоверность определения количества извле-
ченной нефти зависит от погрешности средств измерения и состав-
ляет (по мнению многих специалистов) порядка ±1%, то погреш-
ность подсчета начальных и остаточных запасов нефти может соста-
вить значительную величину.
Попытки количественной оценки погрешностей подсчета запасов
нефти предпринимались многими исследователями (10, 44, 64, 71,
72). Наиболее известны и получили определенное признание рабо-
ты М. В. Абрамовича, А. А. Трофимука, Е. Ф. Фролова, Л. Ф. Де-
ментьева и др.
При обобщении данных разведки и разработки возникают погреш-
ности двух видов: систематические и случайные. Выявление систе-
матической погрешности связано с анализом методов определения
параметра и заключается в оценке ее знака и предполагаемой вели-
чины. Эта погрешность иногда рассматривается как мера правиль-
ности измерения или определения: результаты тем правильнее, чем
меньше величина систематической погрешности.
К наиболее общим источникам возникновения систематических
погрешностей определения параметров пласта относятся следующие.
1. Упрощение структурного плана при построении его по данным
бурения поисковых и разведочных скважин. В результате оказыва-
ется уменьшенной длина контура и изменяется представление о пло-
щади залежи.
24
2. Неполный комплекс геолого-промысловых исследований в ин-
тервалах продуктивных отложений иногда не позволяет выделить все
непроницаемые прослои, что приводит к завышению эффективной
толщины пласта. В некоторых случаях даже полный комплекс про-
мыслово-геофизических исследований не позволяет фиксировать
тонкие глинистые прослои или микропрослои, в результате чего
может оказаться существенно заниженной величина эффективной
толщины коллектора.
3. Систематические погрешности в значениях эффективной тол-
щины пласта могут быть допущены за счет ошибочного определе-
ния нижних пределов коллекторских свойств и соответствующих им
геофизических характеристик, в частности, за счет нспрсдставитель-
ности выборки, по которой обосновываются критические величины
параметров.
4. При определении коллекторских свойств по керну иногда до-
пускаются систематические погрешности из-за того, что отсутству-
ет оценка представительности керна.
Некоторые методы определения нефтенасыщенности могут быть
источниками значительных систематических погрешностей (напри-
мер, методы центрифугирования или капиллярной пропитки при
определении содержания остаточной воды в породе). По данным
К. Б. Аширова и других авторов в карбонатных отложениях турней-
ского яруса коэффициент нефтенасыщенности, определенный по кер-
нам из оценочных скважин, пробуренных на нефтяной основе, со-
ставляет 0,89 при принятом для подсчета его значении 0,80. Кроме
того, в карбонатных коллекторах некоторых месторождений в поро-
дах и трещинах кроме подвижной нефти присутствует битум и дру-
гие органические вещества в виде цемента или изоморфной смеси с
минеральной фазой породы. Способы подготовки кернов к лабора-
торным исследованиям также могут вызвать возникновение систе-
матических ошибок.
Выявление систематической погрешности связано с анализом
методов определения параметра и заключается в оценке се знака и
предполагаемой величины. Эта погрешность иногда рассматривает-
ся как мера правильности измерения или определения: результаты
25
тем правильнее, чем меньше величина систематической погрешнос-
ти.
Устранение систематической погрешности может быть достигну-
то введением в измерение поправки, величина которой равна абсо-
лютной величине систематической погрешности с обратным знаком.
Случайные погрешности в отличие от систематических неизбеж-
ны при всяком измерении (определении) величины признака (пара-
метра). Величина случайной погрешности вычисляется существую-
щими методами теории ошибок измерений. Она может быть при не-
обходимости уменьшена до желаемой величины разными способа-
ми, однако полностью исключить се из результата определения не-
возможно, так как ее знак всегда остается неизвестным. Случайная
погрешность может служить мерой точности измерения: результа-
ты измерений точны постольку, поскольку они нс искажены случай-
ными погрешностями и тем точнее, чем больше оснований считать
эти погрешности малыми. Однако понятие “точность” в широком
смысле связывается с наличием как случайной, так и систематичес-
кой погрешности. Соотношение между систематическими и случай-
ными погрешностями, их удельные веса в общей погрешности мо-
гут быть самыми различными в зависимости от стадии изучения
объекта, количества и качества исходных данных, а также совершен-
ства методик их обработки. Изменение случайных погрешностей
оценки параметров и запасов по мерс изучения залежи в общем слу-
чае характеризуется нисходящей кривой.
Точность определения коэффициента нефтеотдачи существенно
зависит от применяемой в настоящее время методики подсчета за-
пасов нефти и газа, которая имеет определенные недостатки. Под-
счеты запасов нефти недостаточно точны и весьма громоздки; точ-
ность применяемых методов определения отдельных параметров за-
лежи нс анализируются должным образом; несовершенны инструк-
ции по подсчету запасов нефти и газа.
Как уже указывалось, при вычислении коэффициента нефтеотда-
чи обычно не принимают во внимание точность, с которой определе-
ны величины суммарного количества нефти, добытой из залежи, и
балансовых запасов, хотя погрешности в их определении влияют на
26
точность вычисления коэффициента нефтеотдачи, а следовательно,
и извлекаемых запасов нефти. При этом обычно величины извлекае-
мых запасов нефти на различных этапах разработки поддающиеся
непосредственному измерению на дневной поверхности, имеют зна-
чительно более высокую точность, чем величина балансовых запа-
сов нефти, достоверность подсчета которых зависит от точности
определения целого ряда параметров.
Вопросами допускаемых погрешностей при подсчете запасов в
зависимости от точности определения исходных параметров зани-
мались многие исследователи. Планомерные исследования этого
вопроса у нас в стране начали проводиться во ВНИИ в 1953 году.
Была разработана предварительная методика оценки точности под-
счета запасов нефти в недрах на основе известных значений погреш-
ности при определении параметров залежи в отдельных точках. Од-
нако она учитывает только случайные ошибки при определении ис-
ходных данных. Систематические ошибки параметров по этой мето-
дике нс учитываются.
Методика основана на том, что погрешность определения резуль-
татов сложного процесса может быть вычислена как среднеквадра-
тичная ошибка сложной функции по общеизвестным формулам из
теории ошибок.
Как известно, для функции общего вида
y = f(x,,x2... х.)
среднеквадратичная ошибка находится по формуле:
М = ± 7 m )2 + (----^ m ,)2 + ... + (—— m )2, (1-25)
У 4 xl7 v -ч х27 х п хи7 ’ х у
б/Х. Jx. <7Х
1 2 n
ду ду
где-----,----,-------частные производные функции
<9х1 <?х2 <?хп по аргументам х,, х,,...х ;
m , mX2,... m - среднеквадратичная ошибка определения аргумен-
тов X,, Х„... X .
1’ 2’ п
27
Величины ошибок аргументов тХ1, тХ2,... тХп находят также по
общеизвестным формулам теории ошибок, а для средних значений
аргументов по формулам математической статистики - ошибкам реп-
резентативности.
В частном случае, если функция имеет вид
Х|Х2
У = х,х2... хп или у = ———, (1.26)
А.,.., А.
3 11
то относительную ошибку ее определяют по формуле:
где —— - относительная ошибка функции (1.26).
С указанным частным случаем, когда функция имеет вид (1.26),
сталкиваются при подсчете запасов нефти объемным методом по
формуле, в которую входят произведение площади нефтеносности
F, средней эффективной толщины пласта h.p коэффициентов порис-
тости т, нефтенасыщенности S|(, плотности нефти рн и пересчетно-
го коэффициента пластовой нефти Ь.
Относительная среднеквадратичная ошибка определения запасов
нефти в залежи или отдельной сс части, обусловленная относитель-
ными погрешностями определения параметров пласта, в общем виде
запишется следующим образом:
ММ М М М М
1; ПЭ М SII pH вн _
где------,-----—,-------,------------,—-------относится! иыс ошибки
F Iv, m S„ р(| В„
28
определения площади и средних значений соответственно эффектив-
ной толщины, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности,
плотности и пересчетного коэффициента.
И. Л. Зубик и М. X. Мусин, учитывая, что величины Р|( и Ьп для
нефти в пределах залежи меняются в узких пределах, считают, что
при определении относительной ошибки подсчета запасов нефти
погрешностями определения этих параметров можно пренебречь.
Такое допущение достаточно обосновано, так как относительные
ошибки определения средних значений плотности и пересчетного
коэффициента b для категории запасов А и В изменяются соответ-
ственно в пределах 0,5-1 и 2-5% При учете указанного допущения
формула (1.28) несколько упрощается:
MQ„ Гм,. м“ м7 MS' '
---= ±7(——)2 + (——)2+ (——)2 + (-----)2, (1.29)
Q„ F h3 m S„
Как уже указывалось, значения каждого из параметров, входящих
в формулы, находят по общеизвестным формулам математической
статистики.
Следует отметить, что оценка точности подсчета запасов нефти
по изложенной методике весьма трудоемка. Поэтому, не вдаваясь в
методику определения ошибок каждого из параметров, входящих в
формулу (1.29), рассмотрим, какие результаты были получены при
оценке точности подсчета запасов в недрах по ряду месторождений
платформенного типа. При этом в дальнейшем в соответствии с при-
нятой оценкой точности приводятся среднеквадратичные ошибки, для
краткости называемые “ошибка” или “погрешность”.
В работе Е. Ф. Фролова приведены результаты оценки точности
подсчета запасов по ряду платформенных площадей среднего разме-
ра. Относительные ошибки определения отдельных расчетных пара-
метров и подсчета запасов на этих площадях приведены в табл. 1.2.
Данные из табл. 1.2 позволяют сделать следующие выводы:
1) с ростом изученности залежи достоверность подсчета запасов
нефти повышается;
29
2) соотношение между величинами ошибок отдельных парамет-
ров на различных стадиях разведки и разработки залежи различно.
В период разведки, когда запасы в основном подсчитываются по
категориям С( и В, основными являются ошибки в определении эф-
фективной толщины пласта.
Определение истинной величины нефтенасыщенной толщины
пласта встречает большие затруднения, в особенности в тех случа-
ях, когда коллектор представлен толщей чередующихся тонких про-
слоев песков, глин, песчаников, а также карбонатными породами.
Таблица 1.2
Примерные значения относительных ошибок расчетных
параметров подсчета геологических запасов нефти (%)
(по Е. Ф. Фролову)
Степень изученности залежи (категории запасов) 2L F м,п h-> М,( м m s„ М „ ри Рн МОнв Qhb
с, 20 15 15 10 2 33
В 12 4 5 5 1 15
А 2 3 3 2 0,5 5
В разработке 2 3 2 1 0,5 5
Во всех этих случаях при вычислении средней эффективной неф-
тенасыщенной толщины пласта допускаются большие погрешности.
Чтобы их уменьшить, необходимо комплексное определение этой
величины по данным анализа кернов, электрического и радиоактив-
ного каротажа, опробования скважин, бокового электрического зон-
дирования в совокупности с техническими данными по отдельным
скважинам.
В период детального изучения площади, что соответствует кате-
гории запасов А, ошибки всех параметров выравниваются по вели-
чине при одновременном повышении точности их определения.
Наиболее существенные ошибки получаются при подсчете извле-
каемых запасов. В соответствии с формулами относительную ошиб-
30
ку определения извлекаемых запасов можно вычислить по формуле:
/MQ М? '
MQ„, / Q,„ - ± + ("й “)'•
^11Б Р
то есть она зависит от погрешности подсчета запасов в недрах
MQ /Q Б и ошибки определения коэффициента нефтеотдачи пла-
ста Mfl/ р.
Различают следующие три случая оценки точности коэффициен-
та нефтеотдачи:
1) при подсчете коэффициента нефтеотдачи для полностью выра-
ботанных залежей;
2) при определении проектного коэффициента нефтеотдачи;
3) для нс полностью выработанной залежи, то есть при определе-
нии коэффициента использования запасов.
При определении коэффициента нефтеотдачи по выработанным
залежам ошибки коэффициента нефтеотдачи вычисляются по следу-
ющей схеме. Относительная ошибка определения [3 по формуле:
м„/₽ = ±
(1.31)
Относительная ошибка MQ||r/Q||n согласно данным табл. 1.2 при-
нимается для разрабатываемой залежи равной±5%. Если относитель-
ную погрешность определения добытой нефти принять ориентиро-
вочной равной ±1 %, без учета систематических ошибок в результате
потерь нефти вследствие испарения и других причин, то относитель-
ная ошибка Мр/р, подсчитанная по формуле (1.31), составляет±5,1%.
Это означает, например, что при коэффициенте нефтеотдачи 0,60
абсолютная погрешность будет равна ±0,03%, то есть величину ко-
эффициента нефтеотдачи следует выражать как 0,60+0,03.
При определении проектируемого коэффициента нефтеотдачи, а
также коэффициента использования запасов принимают во внима-
ние, что в этих случаях коэффициент нефтеотдачи представляет со-
бой сложную величину, определяемую по формуле. Согласно этой
31
формуле и в соответствии с выражением (1.1) среднеквадратичная
ошибка определения коэффициента нефтеотдачи
М,/р = ± 7(-^-)2 + (-+-)2 + (---)2, (1.32)
Рцыт Рох Т1ВС
где Мрви17р|1ЫТ, Мрох/Рох, Мпрс./т]вс - относительные ошибки опреде-
ления Рвыт, Рох, Рвс-
Значения ошибок определения коэффициента нефтеотдачи и ко-
эффициентов охвата, вытеснения и вскрытия приведены в табл. 1.3.
Погрешности определения извлекаемых запасов, подсчитанные в
работе (Е. Ф. Фролова) по формулам, приведены в табл. 1.4.
Различные авторы дают неодинаковую оценку относительным
ошибкам при определении извлекаемых запасов. Сопоставление точ-
ности при определении извлекаемых запасов приведено в табл. 1.5.
Итак, основными показателями, определяющими состояние раз-
работки нефтяной залежи, являются изменения степени нефтенасы-
щения и величины коэффициентов нефтеотдачи коллектора в про-
цессе эксплуатации. Как известно, рациональная разработка нефтя-
ных месторождений заключается в обеспечении потребной добычи
нефти из недр при наименьших затратах с максимальным коэффици-
ентом нефтеизвлечения.
Таблица 1.3
Ошибки определения проектного коэффициента нефтеотдачи в
зависимости от составляющих коэффициентов (по Е Ф. Фролову)
Степень изученности залежей Относительные ошибки, % Абсолютные значения ошибок при 3=0,60
Мрвы/РвЫТ Мрох/Рох ^qpC^BC. мр/р
с. 20 4 25 35 0,60+0,20
в 10 2 13 17 0,60+0,10
А 5 1 4 7 0,60±0,04
Разраб.залежи 2 1 4 5 0,60±0,03
32
Таблица 1.4
Ошибки определения извлекаемых запасов в зависимости от
относительных ошибок Qm и 0, %
Степень изученности залежи (кат.зап.) MQ^/Qn, мр/р MQ1IE/QIIC
с, 33 33 47
В 15 17 23
А 5 7 9
Разраб.залежи 5 5 7
Таблица 1.5
Ошибки извлекаемых запасов нефти, %
Категория запасов По Е. Ф. Фролову По А. А. Трофимуку По М. В. Абрамовичу
С, 47 50 50
в 23 25-30 -
А 29 10 15
В итоге эффективность разработки нефтяных месторождений оп-
ределяется величиной коэффициента конечной нефтеотдачи пластов.
Для крупных месторождений платформенного типа повышение неф-
теотдачи даже на 1-2% имеет большое народнохозяйственное значе-
ние, так как оно равносильно открытию новых нефтяных площадей.
Повышение конечного коэффициента нефтеотдачи может быть обес-
печено только при условии постоянного изучения изменения нефте-
водонасыщсния коллекторов и текущего коэффициента нефтеотда-
чи в пластовых условиях в процессе разработки залежи. Исследова-
ние вопросов нефтеотдачи - одна из наиболее важных и сложных за-
дач при разработке нефтяных месторождений. Применяемые в на-
стоящее время (лабораторные исследования, различные гидродина-
мические и балансовые методы, электрометрия и др.) нс отвечают в
полной мере задачам рационального использования ресурсов угле-
водородного сырья и требуют постоянного совершенствования.
Имеет важное значение разработка и крупномасштабное примене-
ние новых способов воздействия на нёфтегазоводонасыщенные пласты
с целью обеспечения более полной выработки запасов нефти.
33
2.
| Факторы, влияющие
на нефтеотдачу пластов
2.1. Неуправляемые (природные) факторы, влияющие на нефтеотдачу
На коэффициент нефтеотдачи пластов при заводнении оказывают
влияние различные факторы, управляемые и неуправляемые в про-
цессе разработки.
К неуправляемым относятся естественные геолого-физические
характеристики нефтяной залежи:
1) тип коллектора, естественная проницаемость и кавсрнозиость
пород;
2) литологический состав пород, слагающих продуктивный пласт;
3) физические свойства пород продуктивного пласта (пористость,
проницаемость, поромстрическис характеристики, удельная повер-
хность пород и др.);
4) микронсоднородность пористой среды по размеру поровых
каналов, определяющая коэффициент вытеснения нефти водой;
5) смачиваемость поверхности пор, степень гидрофильности и
гидрофобности среды;
6) физико-химические свойства нефтей и пластовых вод, играю-
щие весьма важную роль в процессах вытеснения нефти водой;
7) макронеоднородность пласта-коллектора (слоистость, зональ-
ная изменчивость свойств, наличие тектонических разрушений и др.);
8) условия залегания нефти, газа и воды (глубина залегания, пла-
стовая температура и давление, тип залежей по фазовому состоя-
нию углеводородов);
9) соотношение площадей чисто нефтяных и водонефтяных зон
пласта и угол наклона продуктивного пласта.
Знание всех перечисленных факторов и степени их влияния на
нефтеотдачу каждого конкретного месторождения очень важно на
стадии прогноза показателей разработки нефтяных залежей и совер-
шенно необходимо для обоснования технологий извлечения оста-
точных запасов нефти.
34
Для успешного применения того или иного метода извлечения
остаточных запасов нефти следует четко знать, за счет какого пока-
зателя (фактора), в какой мерс снизилась или не была достигнута
удовлетворительная выработка запасов нефти. Универсальных ме-
тодов увеличения нефтеотдачи пластов вообще и извлечения оста-
точных запасов нефти в частности в настоящее время нет и, по-види-
мому, не может быть и в будущем. Поэтому методы извлечения ос-
таточных запасов нефти из заводненных пластов должны выбирать-
ся и обосновываться исходя из основных факторов, снизивших пока-
затели эффективности заводнения. Значительная часть из этих фак-
торов относится к категории неуправляемых. Ниже дана краткая
характеристика их влияния на полноту выработки запасов нефти.
Влияние физических свойств породы-коллектора. Исследования
механизма вытеснения нефти водой из пористой среды показывают,
что величину коэффициента вытеснения определяют петрофизичес-
кие характеристики породы, такие как: пористость, проницаемость,
неоднородность структуры порового пространства, размеры пор,
удельная поверхность, вещественный состав и смачиваемость кол-
лектора.
Несмотря на многочисленность проведенных исследований, сте-
пень влияния каждого из перечисленных факторов на коэффициент
вытеснения нефти водой изучена еще недостаточно.
При изучении зависимости коэффициента вытеснения от неодно-
родности структуры порового пространства наиболее сложная зада-
ча - выбор параметров, в полной мерс отражающих степень неодно-
родности. Чем больше разница в размерах последовательно соеди-
ненных пор и послспоровых сужений в коллекторе, имеющем гид-
рофильную поверхность, тем интенсивнее будет происходить дис-
пергирование нссмачивающсй фазы (нефти) на границе сужений и
расширений, то есть тем худшие условия для вытеснения нефти бу-
дут создаваться. При этом помимо усиления диспергирования не-
фтяной фазы с увеличением отличия размеров пор и сужений будет
также повышаться капиллярный перепад давления, необходимый для
прохождения через цепочку пор изолированной глобулы нефти. Этот
перепад давления можно уменьшить лишь снижением межфазного
35
натяжения на границе “вода - нефть”, то есть путем химического
диспергирования нефти. Чем больше размер пор (а значит, и капель
нефти в них) отличается от размера послепоровых сужений при лю-
бой смачиваемости породы, тем больше отношение капиллярных и
гидродинамических сил, тем более высокая остаточная нефтенасы-
щенность будет в данной породе, тем больше увеличивается пере-
пад давления или степень снижения межфазного натяжения, необхо-
димых для уменьшения остаточной нефтенасыщенности.
В частично гидрофобизированных коллекторах остаточная нефть
может находиться кроме глобул в порах породы также и в виде пленки
на поверхности твердых частиц породы. Чтобы обеспечить движе-
ние пленочно удержанной нефти в заводненной пористой среде, не-
обходимо первоначально оттеснить нефть от поверхности пор. Это,
как известно, возможно только при изменении смачиваемости по-
верхности с гидрофобной на гидрофильную. Затем снова возникает
задача перемещения глобуальной нефти в каналах переменного се-
чения.
Таким образом, микронеоднородность пор пласта, характер сма-
чиваемости поверхности пор, содержание поверхностно активных
веществ в нефти и воде совместно влияют на формирование капил-
лярно и пленочно удержанной остаточной нефти.
Следует отметить, что степень влияния капиллярных и поверх-
ностных сил определяется в зависимости от величины гидродинами-
ческих сил. Ф. И. Котяхов в своих исследованиях показал, что коэф-
фициент вытеснения нефти р зависит от параметра Кл и опреде-
ляется формулой (71):
0,00052 + 0,0135 К ’
’ ’ А
(2-1)
где КЛ - отношение перепада давления в пористой среде АР и капил-
лярного давления Рк, то есть КЛ = АР/РК.
Подставляя вместо АР и Рк их значения, можно получить
Р LVC|,
КА =--------П Г-’ ’
crcos 0\кт
(2.2)
36
где р. - динамическая вязкость нефти; L - длина пористой среды;
V - скорость фильтрации; о - поверхностное напряжение на грани-
це “нефть - вода”; 0 - краевой угол смачивания; К - проницаемость;
in - коэффициент полной пористости.
Из графика (рис. 2.1) видно, что чем выше перепад давления в
пласте, то есть чем больше параметр Кд, тем больше коэффициент
вытеснения нефти. Однако увеличение 0ВЫТ с увеличением Кд про-
исходит только до определенного значения Кд< 3, выше которого
коэффициент вытеснения нефти из макронсоднородного пласта прак-
тически не зависит от К,.
Р выт.
Рис. 2.1. Зависимость коэффициента вытеснения ftnl/T от безразмер-
ного параметра (71)
Наиболее полно изучено влияние на нефтеотдачу пористости и
проницаемости пласта. Результаты этих исследований изложены в
работах Ф. И. Котяхова, А. Г. Ковалева, В. М. Березина, И. П. Чо-
ловского и др. На рис. 2.2 и 2.3 приведены графики зависимости ко-
эффициента вытеснения нефти от коэффициента пористости и про-
ницаемости (56). Как видно из приведенных рисунков, коэффициент
вытеснения нефти из образцов быстро возрастает в интервале изме-
нения пористости от 8 до 16% (с 25 до 65%), затем темп роста резко
снижается. На графике зависимости коэффициента вытеснения от
проницаемости (рис. 2.3) видно, что резкое возрастание коэффици-
37
снта вытеснения происходит при изменении проницаемости от 0,0003
до 0,150-0,170 мкм2 примерно с 30-35 до 65%, а затем темп роста
коэффициента вытеснения замедляется.
Рис. 2.2. Зависимость коэффициента вытеснения нефти РВ111 от
коэффициента пористости (56)
Рис. 2.3. Зависимость коэффициента вытеснения РВЬП от коэффици-
ента проницаемости пористой среды К (56)
Таким образом видно, что существенное влияние пористости и
проницаемости на коэффициент вытеснения нефти следует ожидать
в пластах низкой проницаемости.
Макронеоднородность продуктивных пластов (послойная, зональ-
ная, объемная и т.д.) влияет на коэффициент охвата пластов завод-
нением. В зависимости от степени неоднородности коллектора и
вязкости нефти коэффициент охвата может колебаться в очень ШИ-
РОКИХ пределах, от 10-15 до 75-85%. Указанные крайние значения
охвата пластов заводнением наблюдались по XIII пласту Узеньского
38
и пласту Б812 Самотлорского месторождений. Более подробно вли-
яние неоднородности пластов на нефтеотдачу будет рассмотрено в
следующем разделе.
Влияние вязкости нефти на нефтеотдачу. Состав и физико-хими-
ческие свойства нефтей и пластовых вод играют огромную роль в
процессах вытеснения нефти водой. При разработке нефтяных плас-
тов, содержащих нефть с вязкостью, в несколько раз превышающей
вязкость вытесняющей воды, в разрабатываемых пластах возникают
явления нестабильности вытеснения, приводящие к образованию так
называемых водяных “языков” значительной протяженности. Мно-
гочисленные эксперименты показывают, что при вытеснении внача-
ле плоская граница раздела покрывается рябью, а спустя некоторое
время один из “языков” растет быстрее, чем соседние, сдерживает
их рост и, наконец, заполняет все пространство (102).
При вязкости нефти, близкой вязкости воды, процесс вытеснения
нефти из однородного пласта приближается к поршневому, и основной
объем вытесняется за безводный период. За водный период разработки
отбирается небольшое количество нефти. С увеличением вязкости не-
фти объем отбираемой нефти за безводный период уменьшается, что
приводит к увеличению водного периода эксплуатации и добыче вмес-
те с нефтью больших объемов попутной воды. Залежи высоковязких
нефтей в сочетании с ухудшенными коллекторскими свойствами про-
дуктивных пластов характеризуются малыми темпами разработки и
низкой нефтеотдачей. В работах Е. В. Лозина показано, что на залежах
Республики Башкортостан с вязкостью нефти выше 30 мПа.с проект-
ная конечная нефтеотдача при заводнении нс превышает 0,3 (64).
Р. Г. Абдулмазитов и Р. X. Муслимов (103) проанализировали
состояние разработки и нефтеотдачи по залежам высоковязких неф-
тей Республики Татарстан. На основе анализа многочисленных про-
гнозных коэффициентов нефтеотдачи залежей нефти с широким ди-
апазоном изменения вязкостей предложена эмпирическая формула
зависимости нефтеотдачи от вязкости нефти цн в виде
35 3
Р = 27,8 + ---. (2.3)
Ин
39
Анализ этой зависимости показывает, что при расчете проектных
коэффициентов нефтеотдачи для залежей с малыми и средними зна-
чениями вязкости формула (2.3) дает заниженное значение.
По-видимому, это связано с тем, что на нефтеотдачу оказывают
существенное влияние физические свойства пород продуктивного
пласта. Поэтому при анализе разработки нефтяных залежей находят
зависимость между нефтеотдачей и подвижностью нефти - К/ци. На
рис. 2.4 приведена зависимость нефтеотдачи от подвижности нефти,
полученная нами по данным разработки залежей в терригенных кол-
лекторах на жестко-водонапорном режиме по 70 объектам бывшего
СССР. Обработка статистических данных по коэффициенту прони-
цаемости пород, динамической вязкости нефти и нефтеотдаче по этим
объектам позволила представить связь между нефтеотдачей и под-
вижностью нефти в виде степенной зависимости:
Р = 0,0773 (——)0’35 . (2.4)
Р >i
Отклонение фактических данных по некоторым объектам (рис.
2.4), по-видимому, связано с влиянием на нефтеотдачу наряду с вяз-
костью и других факторов.
Формулы (2.3) и (2.4) приведены здесь лишь для подтверждения
значительной роли вязкости нефти в формировании конечной неф-
теотдачи.
Влияние аномалии вязкостей нефтей на нефтеотдачу. Нефтеотдача
при разработке нефтяных месторождений существенно зависит от со-
держания в нефти высокомолекулярных компонентов - смол, асфаль-
тенов и парафина, влияющих на реологические свойства нефтей и по-
верхностные явления на границе “нефть - вода” и “нефть - порода”.
В последние годы исследованиями многих авторов (15-20,31-36, 59-
61, 105-111 и др.) установлено, что пластовые нефти, содержащие по-
вышенное количество асфальтенов и смол, обладают структурно-ме-
ханическими свойствами. Их фильтрация в пористой среде сопровож-
дается отклонениями от законов Ньютона и Дарси. Такие нефти приня-
то называть аномально-вязкими или неньютоновскими, так как их вяз-
кость и подвижность являются переменными величинами.
40
К мкм2/ мПа.с
Рис. 2.4. Зависимость нефтеотдачи р от подвижности нефти K//J.
в терригенных коллекторах при жестко-водонапорном режиме:
I - США; 2 - бывший СССР
Аномалии вязкости нефти оказываю!’ заметное влияние на про-
цесс разработки нефтяной залежи. При вытеснении нефти водой фак-
тические градиенты пластового давления меняются в широких пре-
делах. Поэтому нефть может фильтроваться при таких градиентах
давления, которые меньше и градиента предельного разрушения
структуры, и градиента динамического давления сдвига. Это может
привести к неполному охвату пласта фильтрацией и, как следствие,
к неравномерной выработке запасов нефти и уменьшению конечной
нефтеотдачи. По данным исследований ряда авторов (35), нефтеот-
дача на месторождениях нсньютоновских нефтей примерно в два раза
меньше, по сравнению с месторождениями, нефти которых относят-
ся к ньютоновским жидкостям.
Остающаяся за фронтом вытеснения нес])ть, обладая аномалиями вяз-
кости, будет малоподвижной. Капли и пленки структурированной нефти
трудно деформируемы, они потребуют большей затраты энергии на де-
формацию и дробление на более мелкие капли. Пленки структурирован-
ной нефти разрушить труднее, чем пленки ньютоновской нефти.
41
Проектирование и анализ разработки месторождений неньюто-
новских нефтей следует производить с учетом особенностей фильт-
рации и вытеснения аномальной нефти в пористой среде. Решение
этих задач возможно на основе результатов систематических иссле-
дований физических основ добычи аномальных нефтей (17, 35, 36,
105-111 и др.).
Влияние активных компонентов нефти и пластовой воды на неф-
теотдачу. Многочисленными лабораторными исследованиями разных
авторов показано, что при прочих равных условиях одним из важ-
нейших факторов, влияющих на коэффициент вытеснения нефти из
пористой среды, следовательно, и на нефтеотдачу, является нсфтс-
вымывающая способность воды, которая зависит как от ее физико-
химической характеристики, так и от природы вытесняемой сю не-
фти, и характера пористой среды. При этом одним из показателей,
характеризующих качество воды, служит величина поверхностного
натяжения на границе “нефть - вода”. Этот параметр, в свою оче-
редь, зависит как от солевого состава вод, так и от состава самих
нефтей, в особенности от содержания ПАВ в водах и нефтях.
Величина поверхностного натяжения на границе “нефть - вытес-
няющая вода” для различных месторождений колеблется в широких
пределах в зависимости от содержания органических кислот в не-
фтях и солевого состава щелочной пластовой воды.
На основе изучения качественной и количественной характерис-
тики ПАВ в нефтях и водах различных месторождений В. Т. Малы-
шек дал классификацию нефтей и вод по их поверхностно-активным
свойствам (112).
2.2. Управляемые (технологические) факторы,
влияющие на нефтеотдачу
Известно, что современное состояние научно-методических ос-
нов разработки нефтяных месторождений позволяет выбирать опти-
мальные системы разработки, обеспечивающие максимально возмож-
ную и экономически целесообразную нефтеотдачу пластов. Это дос-
тигается комплексным решением задач по подбору систем воздей-
42
ствия на залежь, схем размещения и плотности сетки скважин, по
выбору оптимальных режимов работы как водонагнетательных, так и
добывающих скважин, проведение мероприятий по улучшению нефте-
вытссняющсй способности воды и т.д. С помощью этих методов в неко-
торой степени удастся ослабить отрицательное влияние природных
факторов на нефтеотдачу и повысить эффективность заводнения.
К этим факторам относятся:
1) способ и схема воздействия на продуктивный пласт;
2) размещение добывающих и водонагнетатсльных скважин (фор-
ма сетки и плотность сетки скважин);
3) соотношение вязкостей нефти и вытесняющей воды;
4) темп отбора жидкостей;
5) режим работы добывающих и водонагнетатсльных скважин;
6) смачиваемость поверхности пор (гидрофильность и гидрофоб-
ность);
7) способы регулирования процессов разработки;
8) способы управления движением вытесняющей воды в неодно-
родных пластах;
9) новые способы увеличения нефтеотдачи пластов, повышающие
эффективность обычного заводнения;
10) искусственно создаваемая трещиноватость пород.
Трещиноватость отнесена (43, 69, 79) к управляемым факторам,
так как возможно создание в пластах глубокопроникающих трещин
при помощи массированного гидроразрыва и ограниченных трещин
при помощи взрывов в скважинах, а также ссйсмоакустичсского воз-
действия, когда это необходимо для интенсификации притока нефти.
Следует отмстить, что в обычных условиях естественная трещино-
ватость пластов, как правило, карбонатных, ухудшает охват их ра-
бочим агентом (водой, газом, паром, растворами химреагентов).
К одним из важнейших технологических факторов разработки
нефтяных месторождений относится система искусственного завод-
нения, которая определяет порядок расположения добывающих и
водонагнетатсльных скважин.
При законтурном заводнении И при разработке залежей на есте-
ственном водонапорном режиме соотношение вязкостей нефти и
43
вытесняющей ее воды, как правило, меньше, чем при внутриконтур-
ном заводнении, когда закачивается пресная вода.
Если нагнетательные скважины расположены на некотором уда-
лении от внешнего контура нефтеносности, то перед закачиваемой
пресной водой движется оторочка из пластовой воды с более высо-
кой вязкостью, чем у пресной.
При контурном заводнении, когда нагнетательные скважины рас-
полагаются непосредственно у внешнего контура нефтеносности,
нефть вытесняется смесью пресной и пластовой вод.
Высокое соотношение вязкостей нефти и вытесняющей се воды
при внутриконтурном заводнении несколько ухудшает условия вы-
теснения нефти и приводит к уменьшению нефтеотдачи. Кроме от-
ношения вязкостей нефти и воды на схему воздействия, на пласт су-
щественно влияет наличие и размеры начальной водонефтяной зоны.
Отрицательное влияние начальной водонефтяной зоны особенно
велико при законтурном заводнении, при котором происходит опе-
режающее перемещение закачиваемой воды по подошвенной части
залежи, вследствие чего уменьшается коэффициент охвата пласта
заводнением.
При внутриконтурном заводнении в меньшей мере проявляется
отрицательное влияние начальной водонефтяной зоны, оно может
обеспечить более высокую нефтеотдачу пласта (1, 2, 12, 81 и др.).
Влияние параметров сетки скважин на нефтеотдачу. Число и гео-
метрическая схема расположения водонагнетательных и добываю-
щих скважин оказывают влияние на конечную нефтеотдачу пластов.
Количественная оценка влияния плотности сетки скважин на эффек-
тивность вытеснения нефти в настоящее время затруднена. Имею-
щиеся рекомендации по этому вопросу носят приближенный харак-
тер из-за сложности самой задачи и учета практически только одно-
го фактора - неоднородности продуктивного пласта.
Следует отметить, что при разработке залежей аномальных неф-
тей от частоты расстановки скважин зависит распределение в пласте
градиентов давления. При редкой сетке скважин на значительной
площади залежи значения градиентов пластового давления могут
оказаться сопоставимыми или меньшими градиента давления пол-
44
ного разрушения структуры в нефти. В этих зонах фильтрация и вы-
теснение нефти будут происходить в неблагоприятных условиях, что,
безусловно, отразится на нефтеотдаче пласта.
В настоящее время разработка нефтяных месторождений завод-
нением осуществляется при очень широком диапазоне изменения
плотности сетки скважин - от 1,5-2,0 до 60-80 га/скв. На залежах с
редкой сеткой скважин практикуется уплотнение сетки скважин как
у нас, так и за рубежом. Произошло значительное уплотнение сетки
скважин на крупнейших месторождениях России, таких как Ромаш-
кинское, Арланское и др.
В работах В. Н. Щелкачсва показано, что на месторождениях
США после 1973 года, то есть после начала энергетического кризи-
са, происходило массовое уплотнение скважин. Приведем два при-
мера из его работ.
1. Месторождение Уоссон (открыто в 1936 году) занимало по до-
быче нефти первое место по текущему уровню добычи нефти и пя-
тое - по начальному извлекаемому запасу (НИЗ). С начала 70-х го-
дов по нему было проведено уплотнение сетки скважин с 16 га/скв.
до 8 га/скв. За счет уплотнения сетки планируется добыть более
10 млн. м1 нефти, то есть увеличить НИЗ на 4%.
2. Месторождение Уилмингтон (открыто в 1935 году) занимало в
США четвертое место по текущему уровню добычи нефти и второе
- по величине НИЗ. На весьма значительном участке этого место-
рождения сетка скважин была уплотнена до 3 га/скв. и внедрен са-
мый крупный в США процесс полимерного заводнения.
Аналогичные процессы двойного уплотнения сетки скважин мож-
но указать как на месторождениях России, так и США.
Таким образом, на основе анализа отечественного и зарубежного
опыта совершенно очевидно существенное влияние плотности сет-
ки скважин на нефтеотдачу.
Безусловно, выбор оптимальной плотности сетки скважин на
конкретном объекте разработки - задача технико-экономическая.
При решении ес необходимо учитывать, по возможности, все из-
менения в механизме нефтеотдачи пластов с уплотнением сетки
скважин.
45
Влияние на нефтеотдачу пластового давления, градиента пласто-
вого давления на фронте вытеснения и режимов работы скважин сле-
дует рассматривать совместно.
Пластовое давление при разработке нефтяных залежей тесно свя-
зано со многими показателями, такими как темп разработки, дсбиты
скважин, количество скважин, необходимых для поддержания тре-
буемой добычи нефти, затраты на добычу нефти и др. Значение пла-
стового давления определяется из условия оптимальности всей сис-
темы разработки. Однако при решении этой задачи часто нс учиты-
вают того положения, что путем изменения пластового давления
можно поддерживать на фронте вытеснения требуемые градиенты
давления для ослабления влияния капиллярных сил и аномалий вяз-
кости нефти. С точки зрения механизма процесса вытеснения нефти
из пористой среды следует обратить внимание на то, что пластовое
давление может быть больше или меньше давления насыщения не-
фти газом.
По-видимому, наиболее полное вытеснение нефти будет обеспе-
чено при давлении, большем давления насыщения. При таком дав-
лении вязкость пластовой нефти имеет минимальное значение, что
способствует увеличению коэффициента подвижности и охвата пла-
ста воздействием по площади. При этом добывающие скважины бу-
дут иметь максимальный коэффициент продуктивности.
Недостатком способа заводнения при давлении выше давления
насыщения, по сравнению с началом заводнения после некоторого
периода добычи на режиме растворенного газа, является то, что тре-
буется более высокое давление нагнетания при одинаковых расхо-
дах воды и количестве нагнетательных скважин.
При поддержании пластового давления ниже давления насыще-
ния в пластовых условиях происходит выделение из нефти газа, что
приводит к увеличению вязкости нефти и уменьшению нефтеотдачи.
Одним из важнейших параметров системы разработки, определя-
ющим ее эффективность, в том числе и нефтеотдачу, является дав-
ление нагнетания. Отечественный и зарубежный опыт разработки
нефтяных месторождений в различных геолого-физических услови-
ях показывает, что повышение давления нагнетания увеличивает тол-
46
щину коллектора, принимающего воду, и коэффициент приемистос-
ти скважины. Все это способствует увеличению коэффициента охва-
та пласта воздействием.
Кроме того, высокое давление нагнетания позволяет поддержи-
вать большие градиенты давления на фронте вытеснения, обеспечи-
вающие более полное вытеснение нефти из пласта.
В настоящее время доказано (17, 18, 35, 36 и др.), что нефти мно-
гих месторождений обладают структурно-механическими свойства-
ми, то есть относятся к неньютоновским жидкостям. Кроме того,
проведены исследования (20, 31, 60, 68), показывающие, что про-
цесс фильтрации даже ньютоновских жидкостей в пористой среде с
низкими значениями пористости и проницаемости отклоняется от
закона Дарси. Один из таких примеров из исследований К. Я. Коро-
бова и Ю. В. Антипина приводится на рис. 2.5.
Рис. 2.5. Зависимость проницаемости от градиента давления
(по К. Я. Коробову и Ю. В. Антипину):
I и 2 - номера моделей пласта
Зависимость коэффициента проницаемости пористой среды при
фильтрации ньютоновских жидкостей объясняется (9) следующим
образом. Предполагается, что имеется два критических градиента
давления, из которых первый соответствует началу движения нефти
47
по самым большим поровым каналам и трещинам. По мере увеличе-
ния градиента давления в процесс фильтрации вовлекаются все бо-
лее мелкие поры, и при втором критическом градиенте давления
фильтрация происходит по всем основным порам. Эта гипотеза, оче-
видно, требует дополнительного подтверждения. Однако в любом
случае в области малых градиентов давления наблюдается умень-
шение коэффициента проницаемости.
Исследованиями фильтрации неньютоновских жидкостей занима-
лись М. Г Алишасв, А. Т Горбунов, А. X. Мирзаджанзаде, В. В. Дев-
ликамов, 3. А. Хабибуллин и др. Значительный объем исследований
выполнен по изучению влияния градиента давления на коэффициент
вытеснения аномальной нефти водой из пористой среды. Результаты
лабораторных опытов показали существенное влияние градиента
давления на количество остаточной нефти в конце процесса вытес-
нения нефти водой.
25 50 75 ТОО 150 200 300 у,кПц/М
Рис. 2.6. Графики 'зависимости коэффициента вытеснения нефти сква-
жины 16 Исанбаевского месторождения от градиента давления у:
1 - водой без добавления ПАВ; 2 - водой с добавлением ПАВ
48
На рис. 2.6 приведены графики зависимости коэффициента вы-
теснения нефти скважины 16 Исанбаевского месторождения Респуб-
лики Башкортостан, полученные В. В. Девликамовым с соавторами.
Содержание в нефти силикагелевых смол составляло 11,6% масс.,
асфальтенов - 3,9 масс, и парафина - 3,4% масс. По результатам пред-
варительных исследований было установлено, что использовавшая-
ся нефть обладала аномалиями вязкости.
При малых градиентах давления фильтрация этой нефти суще-
ственно отклоняется от линейного закона Дарси. Значение градиен-
та предельного разрушения структуры в нефти составляло пример-
но 4 кПа/м.
Из представленных результатов видно, что при вытеснении ано-
мальной нефти из пористой среды значительную роль играет гради-
ент давления. При малых градиентах давления достигается неболь-
шой коэффициент вытеснения. Так, например, при градиенте давле-
ния, равном 5 кПа/м, коэффициент вытеснения составил 0,44. Повы-
шение градиента давления до 20 кПа/м привело к увеличению пол-
ноты вытеснения аномальной нефти до 0,50.
Таким образом, в механизме вытеснения аномальной нефти во-
дой существенную роль играет градиент давления. Разработка зале-
жей аномальных нефтей при малых градиентах давления может при-
вести к уменьшению коэффициента нефтеотдачи, увеличению объе-
ма попутно извлекаемой воды и срока разработки нефтяного место-
рождения.
В работе (71) выполнен обзор работ по использованию методов
математической статистики для прогнозирования коэффициента неф-
теотдачи пластов. Показано, что первой попыткой сбора, системати-
зации и анализа промыслового материала по нефтеотдаче, выпол-
ненной специально с целью статистической обработки данных, сле-
дует считать опубликованную в 1948 году работу Крейза и Баклея.
В этой работе были собраны и обработаны геолого-промысловые
данные по разработке 103 нефтяных месторождений США. Была
решена задача о влиянии плотности сетки добывающих скважин на
нефтеотдачу пласта методом графического анализа парных связей
между различными факторами и нефтеотдачей.
49
В 1948 году в работе С. Ф. Шоу проведен анализ влияния плотно-
сти сетки скважин на конечную нефтеотдачу карбонатных коллекто-
ров по 40 месторождениям штата Мичиган США.
Анализом данных о нефтеотдаче пластов на месторождениях
США занимались и русские исследователи. Ф. А. Гришин использо-
вал фактические материалы по 206 месторождениям штата Техас для
изучения влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу. По его
данным коэффициент конечной нефтеотдачи для пластов с карбо-
натным типом коллектора при уплотнении сетки с 16,2 до 0,6 га/скв.
увеличивается более чем в два раза. Однако в работах Ф. А. Гриши-
на при изучении этой зависимости нс учитывались режим залежей и
свойства насыщенных коллекторов жидкостей.
Серьезным шагом вперед было применение для обработки про-
мысловых данных о нефтеотдаче более информативных методов
математической статистики - методов факторного анализа данных.
В 1955 году Г. Гутри и М. Гринбергер путем обработки данных по 73
объектам из работ Крейза и Баклея было получено следующее ли-
нейное регрессионное уравнение между коэффициентом нефтеотда-
чи пласта Рк и некоторыми геолого-физическими факторами:
Рк=0,11403+0,27191gK+0,2556 Sn-0,13551gp„-l,538m-0,001144h, (2.5)
где К - проницаемость, 101 мкм2; SB - насыщенность связанной во-
дой, доли ед.; цн - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с; m -
пористость пород, доли ед.; h - эффективная толщина пласта, м.
Зависимость (2.5) достаточно хорошо соответствует опытным
данным. Для тех же объектов, по которым выполнен анализ, по 50%
рассмотренных случаев нефтеотдача отличается от фактических нс
более чем на 6,2%, а для 75% месторождений - не более чем на 9%.
В 1967 году в США были опубликованы результаты статистичес-
ких исследований по 226 залежам в песчаниках и 86 залежам в кар-
бонатных коллекторах. Данные, собранные по залежам в песчани-
ках, позволили получить следующее уравнение регрессии нефтеот-
дачи по основным определяющим факторам при естественном водо-
напорном режиме:
50
m(l-S ) Кц P
Ркв = 0,54898[———]00422 (----)'7077 SB 0J901 (—-)' °’219, (2.6)
®HH P|IH
где PKB - коэффициент конечной нефтеотдачи при водонапорном ре-
жиме; Внн, цн , цвн - соответственно объемный коэффициент нефти,
вязкость нефти и воды для начальных пластовых условий; Рн и Рк -
пластовое давление в начале и в конце разработки; остальные обо-
значения те же, что и в зависимости (2.5).
Позднее в работе американских авторов была проведена модифи-
кация зависимости (2.6) с учетом возможного истощения залежей
при режиме растворенного газа:
в
Рзав = С[1-(1 -РКВ1_)(-п-)], (2-7)
низ
где Р - коэффициент конечной нефтеотдачи при заводнении;
m (1 - S ) Кц
Зквмах = 0>54898 [—^--] °'0422 (---) °'077 S (2.8)
°пн "пн
где Ркв МАХ - максимальный коэффициент нефтеотдачи при заводне-
нии (при равенстве Рц и Рк); Вндн - объемный коэффициент нефти
при давлении насыщения; В1|1П - объемный коэффициент нефти на
начало заводнения; С = 0,91 - 0,97 - коэффициент относительного
соответствия эффективностей заводнения естественного водонапор-
ного режима.
Во ВНИИ в 70-е годы выполнено обобщение данных по нефтеот-
даче залежей различных нефтедобывающих районов бывшего СССР.
В результате была получена корреляционная зависимость текущей
и конечной нефтеотдачи от различных геолого-физических и техно-
логических факторов:
Рк = 0,507 - 0,1671gp0 + 0,02751gK - 0,05VK + 0,0018h + 0,171Kn -
-0,000855 S, (2.9)
где - конечная нефтеотдача, доли ед.; ц0 - относительная вязкость
нефти; К - проницаемость пласта; VK - коэффициент вариации про-
51
ницаемости; h - эффективная толщина пласта; Кп - коэффициент пес-
чанистости пласта, доли ед.; S - плотность сетки скважин, га/скв.
Позднее в работах Б. Т. Баишева и М. Л. Сургучева данные были
дополнены сведениями о размерах водонефтяных зон, пластовой
температуре и начальной нефтенасыщенности, а также данными раз-
работки других месторождений, что позволило получить статисти-
ческую зависимость вида
Рк = 0,195 - 0,0078ц() + 0,0821 IgK + 0,0146t + O,OO39h + 0,18Kn -
0,054 QBH3 + 0,27SH - 0,00086 S, (2.10)
где t - температура пласта, °C; QBHJ - относительные запасы нефти
водонефтяных зон; SH - начальная нефтенасыщенность, доли ед.; ос-
тальные обозначения те же, что и в зависимости (2.8).
Статистические зависимости (2.9) и (2.10) могут быть использо-
ваны для прогнозирования конечной нефтеотдачи пластов на поздней
стадии разработки нефтяных месторождений и при подсчете началь-
ных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти на стадии перспективного
планирования по добыче нефти.
Q Экспериментальные исследования
процессов вытеснения нефти из моделей
неоднородных пластов водой и водными
растворами химреагентов
3.1. Факторы, влияющие на коэффициент вытеснения нефти из
неоднородных пористых сред различными нефтевытесняющими
агентами
На основе обобщения результатов теоретических и эксперимен-
тальных исследований, выполненных во ВНИИнсфть, БашНИПИ-
нефть, ТатНИПИнсфть, НИИНЕФТЕОТДАЧА, УГНТУ, СибНИИНП
и других исследовательских учреждениях, принимается, что на ве-
личину коэффициента нефтеотдачи неоднородного пласта при вы-
теснении нефти водой и растворами химреагентов существенное вли-
яние оказывают такие факторы, как состав и свойства нефти; свой-
ства пластовых и закачиваемых вод; тип, минералогический' состав,
физические свойства, характер и степень неоднородности пласта-
коллектора; физико-химические свойства, размеры оторочек и тех-
нология закачки растворов химреагентов; совокупность форм и зна-
чения остаточной нефтенасыщенности пласта к началу применения
технологии увеличения нефтеотдачи.
Важнейшими факторами, влияющими на процессы вытеснения не-
фти из неоднородных пластов, являются состав нефти, содержание в
ней поверхностно-активных и структурообразующих компонентов,
определяющих реологические и фильтрационные свойства нефти.
Большую роль играет содержание компонентов, характеризующих
адсорбционные и диффузионные процессы в пластовых системах.
Одной из причин, снижающих эффективность способов повыше-
ния нефтеотдачи с применением малообъемных оторочек химреа-
гентов, является неоднородность пласта. В частности, наиболее рас-
пространенная послойная неоднородность продуктивного пласта
53
приводит к нарушению условий оптимальности и непрерывности
объема оторочки. Степень влияния этого фактора на выработку за-
пасов нефти, очевидно, зависит от соотношения коэффициентов про-
ницаемости отдельных прослоев, а в реальных пластах и от коэффи-
циента расчлененности продуктивного пласта. Существенное влия-
ние оказывает зональная неоднородность и прерывистое строение
пласта-коллектора. Неоднородность пористой среды оказывает вли-
яние на механизм нефтеотдачи не только из-за нарушения оптималь-
ности объемов и непрерывности оторочек, но и за счет изменения
характера смачиваемости поверхности породы вытесняющей жид-
костью.
Известно, что некоторые процессы, способствующие увеличению
коэффициента охвата пласта воздействием, такие как: противоточ-
ная капиллярная пропитка, фильтрация нефти из более нефтенасы-
щенных прослоев в менее нефтенасыщенные могут происходить в
неоднородных пластах при наличии гидродинамической связи меж-
ду прослоями. В связи с этим наличие или отсутствие гидродинами-
ческой связи следует считать одним из факторов, влияющих на пол-
ноту вытеснения нефти из неоднородного пласта. При количествен-
ной оценке влияния этого фактора в реальных пластах необходимо
пользоваться коэффициентом гидродинамической связанности пла-
стов.
При разработке залежей нефти, обладающей существенными ано-
малиями вязкости, важное значение приобретают величины создава-
емых градиентов давления на фронте вытеснения и способность ком-
позиционных систем или химреагентов улучшать реологические и
фильтрационные свойства нефтей.
Вязкость растворов химических реагентов, межфазное натяжение
на границе с нефтью, а также размеры оторочек этих систем рас-
сматриваются как факторы, влияющие на коэффициент нефтеотдачи
пласта.
Физические основы процессов вытеснения нефти из неоднород-
ных пластов водой и с использованием малых оторочек композиций
ПАВ и растворов полимеров в настоящее время изучены недоста-
точно полно. В связи с этим прогнозирование коэффициентов вы-
54
теснения нефти из пористых сред и охвата воздействием неоднород-
ного пласта на стадии проектирования промышленных эксперимен-
тов путем математического моделирования затруднительно. Для ре-
шения этой задачи рекомендуется использовать результаты экспе-
риментальных исследований, выполненных с соблюдением условий
приближенного моделирования процессов вытеснения остаточной
нефти из моделей неоднородных пористых сред.
При проведении лабораторных экспериментов могут быть учте-
ны следующие факторы:
1) тип коллектора и минералогический состав пород;
2) степень отличия коэффициентов проницаемости отдельных про-
слоев послойно неоднородного пласта. В некоторых случаях могут
быть использованы и модели зонально неоднородных пластов;
3) наличие или отсутствие гидродинамической связи между от-
дельными пропластками неоднородного пласта;
4) основные свойства нефти, влияющие на процесс вытеснения;
5) состав и физико-химические свойства применяемых для довы-
тсснсния нефти композиций химреагентов, а также размеры оторо-
чек их растворов;
6) состав и физические свойства, а также объемы растворов хим-
реагентов, используемых для создания буферных оторочек до и пос-
ле закачки композиции.
3.2. Подготовка моделей неоднородных пористых сред
Для проведения лабораторных опытов с моделированием усло-
вий терригенных коллекторов могут быть использованы насыпные
модели пористых сред с использованием кварцевого песка или по-
мола естественных кернов, извлеченных из продуктивного пласта, а
также модели, составленные из нескольких образцов естественных
кернов. В лабораторных опытах, выполненных нами с целью изуче-
ния закономерностей вытеснения нефти из послойно неоднородных
пород, в основном использованы насыпные модели пористых сред.
Заданные значения коэффициентов проницасмостей обеспечивались
путем подбора фракций кварцевого песка.
55
Для уплотнения песка и предотвращения проскальзывания вытес-
няющей жидкости на внешнюю поверхность манжеты кернодержа-
теля подается давление воздуха или минерального масла. При ис-
пользовании длинных кернодержателей без бокового обжима, пред-
ставляющих собой трубку из нержавеющей стали, для устранения
проскальзывания жидкости внутренняя стенка кернодержателя по-
крывается слоем песка на эпоксидной основе или делается винтовая
нарезка с шагом не более 0,8 мм.
Подготовка кварцевого песка производится по следующей мето-
дике.
Исходный кварцевый песок широкой фракции засыпается в экси-
катор, заливается 30-процентным раствором соляной кислоты и вы-
держивается в кислотном растворе в течение 72 часов. Для лучшего
воздействия соляной кислоты на загрязнения песка раствор перио-
дически перемешивается фарфоровой ложкой. Песок в эксикаторе
после предварительного слива раствора кислоты отмывается дистил-
лированной водой. Степень отмыва песка проверяется лакмусовой
бумажкой. Промытый песок просушивается в сушильном шкафу при
температуре 105°С до постоянной массы, после чего вручную про-
сеивается крупным ситом (0,8 или 1,2 мм).
Предварительно просеянный песок пускается в помол в мельни-
цах с облицованной внутренней поверхностью барабана керамикой.
Степень загрузки барабана вместе с шарами не должна превышать
0,5 его объема.
Продолжительность помола определяется опытным путем и за-
висит от требуемого значения коэффициента проницаемости моде-
ли пласта. Помол из барабана мельницы высыпают в 20-литровую
бутыль и заливают дистиллированной водой, перемешивают, и че-
рез 5 минут воду со взвешенной в ней пылью сливают. Эту опера-
цию повторяют 3-4 раза. Отмученный помол песка необходимо су-
шить в эмалированной кювете в сушильном шкафу при температуре
105°С до постоянной массы. После просушки помол песка рассеива-
ют по фракциям в течение 40 минут.
При использовании в качестве моделей пласта из естественного
кернового материала применяется составной образец, собираемый
56
из отдельных цилиндрических образцов с ненарушенной структурой
диаметром не менее 27 мм. При определении коэффициента вытес-
нения нефти из трещиновато-кавернозных или трсщиновато-поро-
во-кавернозных пород следует применять образцы диаметром не
менее 40 мм.
Цилиндрические образцы высверливаются из керна параллельно
напластованию с обработкой торцевой поверхности перпендикуляр-
но оси цилиндра. Длина отдельных цилиндрических образцов долж-
на быть не менее 25 мм. Используются керны, отобранные из про-
дуктивной части исследуемого пласта.
В случае малой анизотропии породы, при различии значений ко-
эффициентов проницаемостей по напластованию и перпендикуляр-
но напластованию менее чем в 1,5 раза, допускается применение
цилиндрических образцов, высверленных перпендикулярно наплас-
тованию.
Отдельные цилиндрические образцы, высверленные из керна,
должны быть освобождены от нефти спирто-бензольной смесью (при-
мерное соотношение 1:2) или хлороформом и отмыты от солей с
последующей сушкой до постоянной массы при температуре, нс пре-
вышающей 105°С. При повышенном содержании глины образцы по-
род необходимо сушить при температуре не более 86°С. Для уско-
рения сушки допускается помещать образцы над хлористым кальци-
ем или в вакуумный шкаф.
Отдельные керны при компоновке составного образца следует при-
тереть по торцевым поверхностям. Для обеспечения надежного капил-
лярного контакта можно применять слой измельченной породы тол-
щиной не более 0,3 мм или один слой фильтровальной бумаги.
При повторном использовании образцов следует предварительно
определить их пористость, газопроницаемость и показатель смачи-
ваемости. Проницаемость должна отличаться не более чем на 15%,
открытая пористость не более чем на 0,5% абсолютных, а по показа-
телю смачиваемости образца породы должна относиться к тому же
классу.
Допускается использование искусственно сцементированных об-
разцов неоднородных пород, минералогический состав и парамет-
57
рическая характеристика которых соответствуют составу пород про-
дуктивного пласта.
Минимальная длина модели пласта устанавливается путем про-
ведения серии экспериментов с исследуемой композицией на моде-
лях различной длины или рассчитывается по критериям подобия,
предложенным Д. А. Эфросом.
3.3. Подготовка моделей нефти для проведения исследований
При изучении процессов вытеснения нефти водой и другими вы-
тесняющими агентами на лабораторных установках, результаты ко-
торых можно было бы перенести непосредственно на реальный пласт,
необходимо учитывать вес факторы, определяющие величину коэф-
фициентов вытеснения и охвата пласта воздействием вытесняющим
агентом. В однородных пористых средах коэффициент охвата зави-
сит от геометрии пласта и физико-химических свойств жидкостей.
Полнота извлечения нефти зависит от целого ряда характерис-
тик: скорости вытеснения, поверхностного натяжения на границах
фаз, разности их плотностей, структуры порового пространства, зна-
чение краевого угла смачивания твердой фазы, содержания и свойств
связанной воды, а также химического состава нефти и вытесняющих
ее жидкостей или газа. Исследованиями последних лет установле-
но, что на полноту извлечения запасов нефти оказывают существен-
ное влияние структурно-механические свойства нефтей, проявляю-
щиеся при малых градиентах пластового давления.
В существующей теории моделирования предлагаюзея безразмер-
ные параметры, учитывающие влияние только первых трех факторов.
Для учета структурных особенностей порового пространства и его сма-
чивающей характеристики рекомендуется в экспериментальных иссле-
дованиях пользоваться реальными пористыми средами. Однако исполь-
зование образцов реальной нсфтссодсржащсй породы в качестве моде-
лей пористой среды в лабораторных опытах связано с большими труд-
ностями. Дело в том, что реальные горные породы содержат в себе
различные примеси, которые также, как цементирующие материалы,
при экстрагировании образца либо выносятся из порового простран-
58
ства, либо растворяются. Наряду с изменениями структуры порового
пространства изменяется смачивающая характеристика твердой фазы.
Из-за отсутствия количественных характеристик, которые бы по-
зволили учесть влияние химического состава нефти и вытесняющей
жидкости, в теории моделирования вообще отсутствует соответству-
ющий параметр подобия. Это связано с тем, что на процесс вытесне-
ния нефти из пористой среды и на конечный коэффициент вытесне-
ния нефти водой оказывают существенное влияние многие свойства
нефти, проявляющиеся одновременно.
Часто в экспериментах по вытеснению используют в качестве
модели нефти бензин, керосин, различные масла и др. В ОСТ 39-
070-76 приводится определение; “Моделью пластовой нефти назы-
вается изовискозная углеводородная жидкость, содержащая не ме-
нее 60% нефти, фазовое состояние которой соответствует фазовому
состоянию нефти в пластовых условиях”. По ОСТ 39-070-78 при
подготовке модели пластовой нефти из дегазированной нефти в ка-
честве растворителя рекомендуется использовать петролейный эфир,
бензин, керосин. Многочисленные исследования показывают, что
такой упрощенный подход к выбору модели пластовой нефти суще-
ственно отдаляет от реальных пластовых условий.
В работах В. М. Лютина и других показано, что эксперименталь-
ные данные, полученные при исследовании фильтрации дистилля-
тов нефти, не могут быть распространены на все реальные нефти.
Принципиапьное отличие системы “нефть - вода” от системы “дис-
тиллят - вода” заключается в образовании нефтями на границе с во-
дой твердообразных пленок, физические свойства которых значитель-
но влияют на закономерности вытеснения.
В работах Ш. К. Гиматудинова замечено снижение фильтрацион-
ных характеристик пород при движении в них дегазированной не-
фти. В результате окисления, изменения состава некоторых соеди-
нений и охлаждения появляются компоненты, несвойственные есте-
ственным нефтям. По рекомендациям Ш. К. Гиматудинова экспери-
менты по вытеснению следует проводить с естественными нефтями,
хранившимися непродолжительное время при температурах не ниже
18°С, или рекомбинированными моделями нефти.
59
В исследованиях И. Л. Мархасина показано, что введение в нефть
растворителей (керосина, в небольших количествах петролейного
эфира) приводит к увеличению величины адсорбции асфальтенов.
Большое влияние на адсорбцию оказывает добавка петролейного
эфира к нефти с меньшим содержанием асфальтенов, очевидно, ад-
сорбция породы различного количества асфальтенов приводит не
только к гидрофобизации пород, но и к изменению структурно-ме-
ханических свойств нефтей.
Усиление адсорбции асфальтенов может привести к замедлению
процесса вытеснения нефти, а если оно сопровождается гидрофоби-
зацией поверхности поровых каналов, то к уменьшению коэффици-
ента вытеснения.
Исходя из своих исследований И. Л. Мархасин приходит к выво-
ду, что для получения достоверных результатов следует использо-
вать только пластовую и в крайнем случае дегазированную без кон-
такта с воздухом нефть.
Г. В. Рудаков установил связь между смачиваемостью, полярнос-
тью нефтей и полнотой вытеснения нефти водой. Полярность неф-
тей косвенно связана с их способностью к мицеллообразованию и
зависит от состава и их газонасыщснности. Отмечается, что нефти с
малой полярностью практически не реагируют на улучшенный, в
смысле вымывающей способности, тип воды. В противоположность
этому для вытеснения полярных нефтей тип воды весьма существе-
нен. Причем, как показывают исследования, полярность нефтей из-
меняется в широких пределах. В этом смысле при физико-химичес-
ком моделировании процесса нефтеотдачи должны соблюдаться ос-
новные количественные молекулярные и термодинамические харак-
теристики пластовых флюидов, растворителей и т.д. Степень гидро-
фобности коллектора, полярность нефтей и содержание высокомо-
лекулярных компонентов, являясь взаимосвязанными, должны кон-
тролировать нефтеотдачу. Следует отмстить очевидное влияние этих
факторов на нефтеотдачу.
Исследованиями ряда авторов установлено (17, 18, 34, 32 и др.),
что нефти многих месторождений обладают аномалиями вязкости, и
это оказывает существенное влияние на процессы фильтрации и неф-
60
теотдачу. Коэффициент конечной нефтеотдачи по месторождениям
неньютоновских нефтей более чем в два раза меньше соответствую-
щего коэффициента для нефтей, не проявляющих аномалии вязкос-
ти. На процессы вытеснения таких нефтей из пористой среды суще-
ственное влияние оказывает градиент давления вытеснения. Кроме
того, показано, что с уменьшением коэффициента проницаемости
породы фильтрационные характеристики аномальных нефтей ухуд-
шаются.
Приведенный краткий обзор работ различных авторов показыва-
ет, что наилучшим способом воспроизведения в опытах физико-хи-
мических свойств нефтей является использование проб пластовой
нефти, поднятых из скважин с сохранением ее природных свойств.
При этом, однако, чрезвычайно осложняется проведение экспери-
ментов в связи с необходимостью применения аппаратуры высокого
давления. Поэтому подавляющая часть опытов проводится при ат-
мосферном давлении. В экспериментах, проведенных в атмосфер-
ных условиях, предпочитают использовать дегазированную нефть с
добавлением различных растворителей.
Как было показано выше, при подготовке изовискозных моделей
нефти в качестве растворителей рекомендуется использовать петро-
лейный эфир, керосин, бензин и некоторые другие индивидуальные
углеводородные жидкости.
В работе М. М. Кабирова и Г А. Шамасва приведены результаты
экспериментальных исследований по изучению влияния добавления
керосина, петролейного эфира, изооктана на реологические и филь-
трационные свойства исходной арланской нефти при малых гради-
ентах давления. Показано, что добавление в дегазированную нефть
некоторых растворителей приводит к исчезновению структурно-ме-
ханических свойств нефти. Дегазированная арланская нефть с ярко-
выраженными неньютоновскими свойствами после добавления ра-
створителей становится ньютоновской жидкостью (рис. 3.1).
Таким образом, если процессы фильтрации и вытеснения прово-
дятся при градиентах давления, меньших градиентов давления пре-
дельного разрушения структуры в нефти, то нельзя пользоваться ИЗО-
вискозными моделями нефти. Применение изовискозных моделей
61
нефти допустимо лишь в тех случаях, когда заранее известно, что в
условиях экспериментов структурно-механические свойства нефтей
нс проявляются, а именно:
1) модель нефти перед испытанием необходимо профильтровать
через образец пористой среды, аналогичной испытуемой, и исполь-
зовать ее только в тех случаях, когда проницаемость для нее сравни-
ма с проницаемостью при фильтрации изовискозной углеводород-
ной жидкости;
2) модель нефти следует хранить в герметичных светонепрони-
цаемых сосудах при температуре, нс ниже температуры начала кри-
сталлизации парафина;
3) при подготовке модели нефти для исключения выпадения ас-
фальтенов керосин следует подавать по стеклянной трубке неболь-
шими порциями;
4) проба нефти для испытаний отбирается с помощью глубинных
пробоотборников или на устье скважины. Допускается отбор проб
нефти из скважин с обводненной продукцией. Отбор проб должен
производиться в летнее время по методике, исключающей контакт
нефти с воздухом, без охлаждения ниже температуры начала крис-
таллизации парафина;
5) подготовку нефти, включающую стабилизацию, обезвожива-
ние и очистку от механических примесей, следует проводить непос-
редственно перед опытом. Стабилизацию нефти следует проводить
путем выдерживания нефти в герметичном контейнере при темпера-
туре 67-70°С и перемешивании в течение 2-3 часов;
6) после стабилизации нефть должна профильтроваться через
пористую среду или фильтр;
7) для отделения воды и очистки от механических примесей сле-
дует использовать метод центрифугирования;
8) модель нефти необходимо хранить в герметичных светонепро-
ницаемых сосудах при температуре, не ниже температуры начала
кристаллизации парафина.
62
Рис. 3.1. Линии консистентности при движении в капилляре арлан-
ской нефти:
I - для смесей дегазированной нефти с растворителями; 2 - для
нефти без растворителей
3.4. Подготовка воды к проведению лабораторных экспериментов
Для моделирования связанной воды и определения коэффициен-
та проницаемости по воде используется пластовая вода, отобранная
из скважины, пробуренной в законтурной части продуктивного пла-
ста. При отсутствии возможности отбора пластовой воды для этой
цели используют модель пластовой воды, для приготовления кото-
рой необходимо использовать хлористый натрий, хлористый каль-
63
ций и хлористый магний. Содержание этих компонентов должно
соответствовать минералогическому составу связанной воды.
При изучении процессов нефтевытеснения моделирование оста-
точной (связанной) воды в пористых средах является обязательным.
При этом связанная вода по минерализации должна быть близка к
пластовой. В случае использования образцов естественных кернов
моделирование связанной воды следует производить методом капил-
лярной вытяжки для каждого образца составной модели.
При использовании в опытах насыпных и искусственно-сцементи-
рованных моделей создание остаточной воды в пористой среде дости-
гается замещением воды нефтью или керосином. Содержание остаточ-
ной воды в модели пласта определяется по материальному балансу.
Количество остаточной воды устанавливается с учетом коллек-
торских свойств каждого образца по соответствующим зависимос-
тям остаточной водонасыщенности от пористости и проницаемости.
При решении этой задачи можно воспользоваться формулой, пред-
ложенной В. М. Березиным с соавторами:
lgSCH = -0,032m + 1,74, (3.1)
где S(.u - насыщение пористой среды связанной водой; m - коэффици-
ент пористости породы.
При использовании в качестве моделей пласта образцов, выпи-
ленных из естественных кернов, связанную воду можно создавать
методом капиллярной пропитки, предложенным в БашНИПИнефть.
В соответствии с методикой капиллярной вытяжки для впитыва-
ния воды используется зубной порошок, высушенный и равномерно
увлажненный дистиллированной водой. Насыщенные водой образ-
цы обвертываются одним слоем фильтрованной бумаги, намочен-
ной в пластовой воде, и помещаются в эксикатор. Продолжитель-
ность выдержки выбирается исходя из опыта и периодическим взве-
шиванием образцов породы.
Пластовую воду или модель пластовой воды необходимо тщатель-
но перемешать в сосуде хранения и перед заливкой в контейнеры
профильтровать через фильтровальную бумагу.
Для первичного вытеснения нефти, продвижения оторочек ком-
позиций на основе ПАВ и буферных растворов химреагентов исполь-
64
зуют сточную воду, отобранную из трубопроводов, идущих от кус-
товых насосных станций (КНС) к водонагнетательным скважинам.
Перед использованием сточную воду следует профильтровать через
фильтровальную бумагу. Допускается использование вместо сточной
воды ее модели, составленной с учетом общей минерализации и содер-
жания основных солей по результатам шестикомпонентного анализа.
Вязкость и плотность пластовой и сточной вод, а также их моде-
лей определяют при комнатной и пластовой температурах.
3.5. Лабораторные установки для подготовки моделей
к эксперименту по нефтевытеснению
Подготовка и проведение экспериментальных исследований по
вытеснению нефти из моделей пористых сред требуют использова-
ния различных технических средств. В ходе выполнения наших экс-
периментов были использованы:
1) установка для определения воздухопроницаемости пористой
среды стандартная;
2) установка для насыщения моделей пористых сред жидкостями
под давлением;
3) установка для определения проницаемости пористой среды по
керосину при заданных перепадах давления.
Насыщение моделей пористых сред керосином производится на
установке, представленной на рис. 3.2.
Модели пористой среды после обжима под необходимым давле-
нием насыщаются керосином. Процесс насыщения пористой среды
керосином состоит из следующих операций: вакуумирования керо-
сина, вакуумирования кернодержатсля и насыщения образца поро-
ды керосином.
Установка состоит из вакуумкомпрессора 10, манифольда 9, со-
суда Тищенко 7, колбы для фильтрования под вакуумом 3, фильтра
Шота 2 и емкости для керосина 1. Кернодержатель 4 крепится на
специальном штативе. На выходе кернодержатсля устанавливается
смотровое стекло 5 для наблюдения за появлением керосина на вы-
ходе модели пористой среды. Установка также снабжена вакууммет-
65
ром 8 и необходимым количеством кранов, тройников и вентилей
для управления потоками.
Для вакуумирования керосина, находящегося в сосуде 1, работает
линия “2-3-7-9-10”, а вентиль и кернодержатсль закрыты. При этом
вакуумированный керосин накапливается в емкости 3. Если необходи-
мо вакуумировать кернодержатсль, то нужно перекрыть с помощью
тройника линию к емкости 3 и открыть линию к смотровому стеклу.
Рис. 3.2. Схема установки для насыщения модели пласта керосином
Установка для определения ксросинопроницасмости образцов
пород состоит из кернодсржатсля 13 (рис. 3.3), закрепленного к шта-
тиву 3, напорной емкости 11 с воронкой 10, системой измерения
расхода, состоящей из U-образной трубки 2 и мерного цилиндра 1.
Для измерения перепада давления на концах кернодержателя уста-
новлены капилляр с миллиметровой шкалой.
66
Рис. 3.3. Схема установки для определения коэффициента проницае-
мости модели пласта при заданном перепаде давления:
1 - мерный цилиндр; 2 - U-образная трубка; 3 и 12 - штативы; 4, 5,
6 и 9 - вентили; 7 - мерная шкала; 8 - пьезометр; 10 - стеклянная
колба; 11 - сосуд; 12 - штатив; 13 - кернодержатель
Установка позволяет определять коэффициент проницаемости об-
разцов пористой среды при разных перепадах давления (напора) • от
нескольких см до 120 см столба жидкости. Несмотря на простоту,
установка позволяет достаточно точно определить коэффициент про-
ницаемости моделей пористых сред по керосину.
67
В процессе подготовки образцов пород к эксперименту по вытес-
нению необходимо их насыщать нефтью. При этом для более полно-
го насыщения образца жидкостью следует производить эту опера-
цию под давлением с целью предотвращения образования газовых
включений. На рис. 3.4 приведена схема установки, позволяющей
производить эту операцию с большой тщательностью. Кратко при-
ведем ее описание.
Рис. 3.4. Схема установки для создания остаточной воды в модели
пласта и насыщения пористой среды нефтью:
1 - вакуум-насос; 2 и 6 - манифольд; 3 - вакуумметр; 4 - сосуд
Тищенко; 5 - смотровое стекло; 6 - кернодержатель; 7 - штатив;
8 - колонка для нефти; 9 - манометр; 10 - колонка для воды;
11 - баллон с азотом
Установка предназначена для насыщения искусственных или ес-
тественных кернов жидкостями и определения их нефтепроницае-
мости. На установке представляется возможным определение коэф-
фициента проницаемости пористой среды при различных градиен-
68
тах давления и скоростях фильтрации. Установка состоит из следу-
ющих основных узлов и элементов: баллона с азотом высокого дав-
ления 11, редуктора, служащего для выбора величины давления, при
котором происходит процесс насыщения, колонки для воды 10, ко-
лонки для нефти 8, манометра 9, кернодержателя с образцом порис-
той среды 6, штатива 7 для укрепления кернодержателя, сосуда Ти-
щенко 4, манифольда 2, вакуумметра 3, масляного пресса для обжи-
ма породы, емкости для масла, вакуумнасоса 1 и необходимой за-
порной арматуры.
Напорная колонка для нефти представляет из себя толстостен-
ный стальной цилиндр с навинчивающейся крышкой. Рабочая ем-
кость колонки равна 8 литрам. Колонка служит для питания образца
пористой среды фильтрующейся нефтью. Конструкция колонки для
воды аналогична колонке для нефти. Емкость ее также равна 8 лит-
рам. Вода в колонке является буферной жидкостью и служит для
передачи давления от баллона для азота к нефти. Это необходимо
для того, чтобы предотвратить контакт азота с нефтью.
Сосуд Тищенко предназначен для предупреждения попадания на-
сыщающей керн жидкости в вакуумный насос, а также для визуаль-
ного наблюдения за появлением насыщающей жидкости на выходе
из керна. Сосуд выполнен из толстостенного стекла, что обеспечи-
вает его безопасную работу при вакууме. Контроль за работой ваку-
умного насоса осуществляется с помощью вакуумметра.
В схему установки может быть подключен кернодержатсль лю-
бой конструкции. В процессе насыщения кернодержатсль может на-
ходиться в любом положении относительно горизонта: в горизон-
тальном, вертикальном или под заданным углом. Кернодержатсль
закрепляется на специальном штативе в требуемом положении на
любом необходимом уровне.
В схеме установки использована стандартная запорная арматура,
соответствующая диаметру обвязочных трубок, на рабочее давле-
ние до 20 МПа. Вентили выполнены с запорной иглой, проходное
сечение которых равно 2,5 мм. Уплотнение сальника осуществляет-
ся уплотнительными резиновыми кольцами круглого сечения.
После окончания монтажа установка опрессовывается на ожида-
69
емое рабочее давление. При испытании прежде всего необходимо про-
извести внешний осмотр установки с целью обнаружения и устранения
неисправностей. Перед испытанием на герметичность следует промыть
керосином и прочистить узлы установки и проверить их работу.
Основной задачей испытаний является проверка всех узлов уста-
новки на герметичность путем опрессовки. Давление опрессовки
должно в 1,5 раза превышать рабочее давление. Это давление вы-
держивается в течение 30 минут. Если за это время оно не снижает-
ся, то установку можно считать герметичной.
Работы по насыщению образцов пористых сред на установке вы-
полняются в следующей последовательности. Перед началом уста-
новку следует заправить выбранной нефтью и водой. Для подачи
нефти в керн необходимо создать некоторый перепад давления на
его концах. В процессе насыщения модель пористой среды устанав-
ливается в вертикальное положение, и для достижения более полно-
го и равномерного насыщения вход нефти осуществляется снизу. До
начала насыщения включается вакуумный насос и производится пред-
варительное вакуумирование образца пористой среды. В начале про-
цесса насыщения образца поддерживается небольшой перепад давле-
ния. В момент появления нефти в сосуде Тищенко вакуумный насос
отключается, и образец переводится на режим непрерывной фильтра-
ции. Как показывают эксперименты, полное насыщение модели порис-
той среды происходит при фильтраци 5-6 объемов пор жидкости.
По окончании насыщения нефтью образец пористой среды остав-
ляется под давлением. По истечении нескольких часов открывается
верхний вентиль и выпускаются образовавшиеся газовые включения
с некоторым количеством нефти. После этих операций процесс на-
сыщения образца пористой среды нефтью (жидкостью) считается
законченным.
Для определения коэффициента проницаемости кернодержатель
устанавливается в горизонтальном положении. При этом изменение
перепада давления на концах образца пласта от 1 до 0,01 МПа дос-
тигается созданием давления на входе керна с использованием дав-
ления сжатого азота, а менее 0,001 МПа - с помощью специальной
напорной емкости, установленной на заданном уровне.
70
3.6. Экспериментальная установка для изучения
процессов нефтевытеснения
Лабораторные эксперименты по исследованию процессов вытес-
нения нефти различными нсфтевытссняющими агентами проводят-
ся на специальных установках, позволяющих:
1) в соответствии с требованиями отраслевых стандартов осуще-
ствлять процесс вытеснения нефти из моделей пористой среды при
постоянном расходе вытесняющих агентов и при скоростях фильт-
рации, соответствующих пластовым;
2) производить измерения объема вытесненной из моделей пори-
стой среды нефти и нефтевытесняющего агента к любому моменту
времени;
3) производить измерения давления на входе в модель пласта. Дав-
ление на выходе модели пласта принимается равным атмосферному;
4) производить насыщение модели пористой среды нефтью путем
вытеснения минерализованной пластовой воды нефтью;
5) определять коэффициент проницаемости модели пласта по воде,
по нефти;
6) выполнять работы по перезарядке колонок для нсфтевытесня-
ющих жидкостей в процессе проведения эксперимента;
7) поддерживать постоянную температуру основных элементов
установки на заданном уровне в процессе эксперимента.
На рис. 3.5 приведена принципиальная схема установки по опре-
делению коэффициентов вытеснения, аналогичная установкам, ши-
роко применяемым в лабораториях институтов БашНИПИнефть,
УГНТУ и НИИНЕФТЕОТДАЧА.
Установка состоит из следующих основных систем и узлов: сис-
темы для поддержания постоянного расхода фильтрующихся жид-
костей (керосин, нефть, вода и др.), кернодсржатсля с пористой сре-
дой, контрольно-измерительных приборов и системы тсрмостатиро-
вания установки. Для поддержания постоянного расхода жидкостей
в ходе опыта масло от установки ДПР (датчик постоянного расхода)
поступает в напорную колонку со сточной водой. Колонки 9 и 13
могут быть заполнены водой и другими вытесняющими агентами.
71
<4
F*uc. 3.5. Схема экспериментальной установки для исследования процессов нефтевытеснения:
1 - газовый баллон; 2 - контейнер с инертным газом (азотом); 3 и 4 - мерники высокого давления;
5 и 10 - образцовые манометры; 6 - кернодержатсль с моделью пористой среды; 7 - фильтр;
8 - колонка; 9 и 13 - колонки для нефтевытесняющих агентов; 11 и 12 - прессы ДПР; 14 - пресс
системы обжима кернодержателя; 15 - мерные цилиндры для отбора проб вытесненной жидкости
При изучении нефтевытесняющих свойств различных рабочих аген-
тов число колонок может быть увеличено. Напорные колонки в за-
висимости от необходимого количества фильтрующихся жидкостей
изготовлены объемом от 0,5 до 5 л.
С помощью прессов ДПР обеспечивается подача жидкости в кер-
нодержатель при заданном постоянном расходе из напорных коло-
нок 9 и 13.
Составные цилиндрические образцы пород собираются в резино-
вом манжете кернодержатсля, в котором обеспечивается надежная
стыковка образцов и всестороннее давление на составной образец
фильтрации жидкости. При использовании насыпных пористых сред
применяются специальные кернодержатсли.
Для замера расхода жидкостей используются мерники высокого
давления 3 и 4 конструкции б. УфНИИ ПКБ нормаль Б-18-00 (рабо-
чее давление до 15 МПа). Каждый мерник представляет толстостен-
ную трубку из органического стекла, вставленного в металлический
кожух с продольными прорезями и линейной шкалой. Мерники ка-
либруются. Цена деления мерников равна 1 мм, длина шкалы - 50 мм,
абсолютная погрешность отсчета при замерах 1 мм. С такой же точ-
ностью определяется и нулевой замер. При замерах перед фильтра-
цией нефтяной мерник 4 заполняется сточной водой.
Для создания заданного значения противодавления на выходном
конце мерников применяется контейнер 2 с инертным газом (азот),
подключенный в верхней части к газовому баллону 1 высокого дав-
ления. В этом случае замер объема выходящих из образца жидко-
стей осуществляется периодически отбором проб жидкости из мер-
ников.
Использование контейнера 2 и баллона 1 для обеспечения проти-
водавления рекомендуется при закачке растворов химреагентов, ког-
да возникает необходимость отбора проб вытесненной жидкости. При
вытеснении нефти только водой желательно вместо контейнера 2 и
баллона 1 подсоединить последовательно между мерником и прес-
сом 11 колонку из оргстекла с маслом. В этом случае пресс 12 будет
нагнетать жидкость в ксрнодсржатсль 6, а пресс 11 - отбирать. При
постоянстве заданного расхода перепад давления на входе и выходе
73
будет обеспечиваться автоматически за счет фильтрационного со-
противления в пористой среде.
Давление на выходе из кернодержателя поддерживается равным
1 МПа.
Давление обжима образцов, создаваемое масляным (глицерин)
винтовым прессом 14, должно превышать внутрипоровое давление
на 2...3 МПа.
Давления до и после кернодержателя фиксируются образцовыми
манометрами 5,10. Перепад давления на исследуемой пористой среде
определялся по разности показаний образцовых манометров. Образ-
цовые манометры используются на 4 и 6 МПа. Отсчет производится
с точностью не менее половины малого деления. При замере пере-
пада давления относительная ошибка для образцового манометра на
4 МПа составляет от 2 до 5%.
Для поддержания заданной температуры при экспериментах с
точностью до -1°С в воздушный термостат, в качестве которого ис-
пользовался специальный бокс, помещаются кернодержатель с мо-
делью пористой среды, контейнеры с рабочими жидкостями и мер-
ники высокого давления.
Равномерность распределения температуры в термостате обес-
печивается вентилятором.
Аппаратура для определения коэффициентов вытеснения изготав-
ливается из нержавеющей стали и латуни, что исключает ее коррози-
онное разрушение и попадание продуктов коррозии в пористую среду.
3.7. Выбор и обоснование условий проведения исследований
Лабораторные эксперименты по изучению процессов вытеснения
нефти из неоднородных пластов водой и с использованием компози-
ционных систем на основе ПАВ проводились в соответствии с ОСТ-
39.195.86 и другими руководящими документами (3, 78 и др.) при
постоянном расходе вытесняющей жидкости.
Используемые приборы и оборудование выполнены из материа-
ла, инертного по отношению к применяемым жидкостям (минерали-
зованной воде, растворам ПАВ и др.), не сорбируют ПАВ.
74
Для создания заданного противодавления на выходном конце кер-
нодержателя устанавливается специальный контейнер с инертным
газом (азот), подключенный в верхней части к газовому баллону
высокого давления. В этом случае замер объема выходящих из об-
разца жидкостей осуществляется периодическим отбором жидкости
из мерников.
Лабораторные опыты по вытеснению проводились применитель-
но к продуктивным пластам месторождений Башкортостана, Татар-
стана и Оренбургской области. Температура при проведении опы-
тов поддерживалась равной пластовой температуре рассматривае-
мых объектов.
Неоднородность пласта является одним из главных факторов,
оказывающих влияние на эффективность вытеснения нефти из плас-
та и нефтеотдачу. Очевидно, при вытеснении нефти из неоднород-
ных пластов эффективность применения композиций химреагентов
снижается из-за уменьшения коэффициента охвата пласта воздействи-
ем. На основе обзора литературных данных и исходя из общих пред-
ставлений о механизме процесса довытсснсния нефти из терригенных
коллекторов выбраны наиболее важные факторы, влияющие на сте-
пень охвата неоднородного пласта воздействием. Такими факторами
являются степень отличия коэффициентов проницаемости отдельных
прослоев послойно неоднородного пласта, минимальные и максималь-
ные значения коэффициентов проницаемости отдельных пропластков,
наличие или отсутствие гидродинамической связи между прослоями,
физико-химические свойства нефтевытесняющих композиционных
систем, размеры создаваемых оторочек и некоторые другие. В лабо-
раторных опытах изучалось влияние следующих факторов:
1) степень отличия коэффициентов проницаемости и отдельных
прослоев послойно неоднородного пласта (отношение коэффициен-
тов проницаемости);
2) размеры создаваемых оторочек растворов композиций химре-
агентов;
3) наличие или отсутствие гидродинамической связи между про-
пластками неоднородного пласта.
Модель послойно неоднородного пласта с гидродинамически не
75
связанными пропластками создается путем использования двух или
более параллельно включаемых в систему вытеснения кернодержа-
телей с моделями пористых сред, отличающихся коэффициентами
проницаемости.
Модели неоднородного пласта, состоящего из двух гидродинами-
ческих связанных пропластков, готовятся с использованием керно-
держателей специальной конструкции. В наших опытах кернодер-
жатслем служила труба из нержавеющей стали с внутренним диа-
метром не менее 30 мм, длиной 1 м. На одном конце кернодержате-
ля устанавливается резиновая пробка с закрепленной вдоль образу-
ющей перфорированной стальной пластиной, ширина которой соот-
ветствует внутреннему диаметру кернодержателя. К пластине при-
крепляется хлопчатобумажная ткань длиной, соответствующей длине
кернодержателя. Таким образом, полость кернодержателя разделя-
ется с помощью пластины и ткани на две равные половины. По обе
стороны от стальной пластины в пробке устанавливаются две выход-
ные трубки диаметром 6 мм для отбора жидкости. После предвари-
тельной подготовки кернодержателя каждая половина полости тру-
бы заполняется подготовленным песком “крупной” и “мелкой” фрак-
ций. Концы кернодержателей закрываются, и кернодержатсль уста-
навливается на вибростенд для уплотнения. Коэффициенты прони-
цаемостей отдельных прослоев по воздуху оцениваются путем на-
бивки отдельных кернодержателей песком соответствующей фрак-
ции при одинаковом режиме уплотнения.
Использование составных моделей из естественных образцов по-
род при исследовании особенностей вытеснения нефти из неодно-
родных пористых сред также имеет ряд недостатков. На результаты
опытов оказывает влияние наличие большого количества стыков,
необходимость неоднократного использования одних и тех же кер-
нов, подверженных воздействию химреагентов и др.
В связи с этим выполнены работы по изготовлению опытных
партий искусственно сцементированных моделей послойно неодно-
родных пористых сред. Проницаемость искусственных сцементиро-
ванных образцов пород изменяется в пределах 0,030-0,600 мкм3. По
составу материалов образцы обладают достаточной кислотостойко-
76
стью, щелочестойкостью и водостойкостью. Опыты по фильтрации
показали принципиальную возможность их использования в опытах
по вытеснению нефти с использованием композиций химреагентов.
В соответствии с выводами теоретических исследований, приве-
денных в работе (ИЗ), и с учетом характеристик неоднородности
продуктивных пластов выбирались следующие соотношения коэф-
фициентов проницаемости отдельных пропластков послойно неодно-
родного пласта:
(К,/К2) < 2; 2 < (К,/К2) < 6 и (К,/К2) > б,
где К( и К2 - коэффициенты проницаемости соответственно высоко-
проницаемого и низкопроницаемого прослоев.
Моделью пластовой нефти в опытах служила азнакаевская дега-
зированная нефть скважины 4392 в смеси с керосином. Вязкость
модели нефти составляла 4,1 мПа.с.
Для создания связанной воды кернодержатель, заполненный пес-
ком, насыщался моделью пластовой воды, имеющей минерализацию
266 г/л и соответствующей по составу солей пластовым водам из
скважин Азнакаевской площади. В модели пластовой воды содержа-
лось 105 г/л NaCl, 70 г/л MgCl2 и 89 г/л СаС12. Плотность воды со-
ставляла 1120 кг/м1.
Остаточная вода в моделях пористой среды создавалась путем
вытеснения воды нефтью. Изменение насыщенности модели нефтью
и водой контролировалось весовым и объемным методами. Коэффи-
циент пористости модели пласта определялся путем взвешивания
кернодержателя до и после насыщения моделью пластовой воды. Для
устранения возможных погрешностей в определении объема нефти
за счет эмульгирования воды и нефти вытесненная жидкость в мер-
ном цилиндре подвергалась тепловой обработке после добавления
ПАВ. Через модель пласта пропускалось до 6-7 объемов пор нефти.
Первичное вытеснение нефти из моделей пласта и продвижение
оторочек из водных растворов химреагентов осуществлялось про-
мысловой сточной водой из системы ППД Азнакаевской площади
Ромашкинского месторождения, имеющей общую минерализацию,
равную 127 г/л.
77
Довытеснение остаточной нефти после первичного вытеснения
водой производилось следующими композициями химреагентов:
* Композиция СНПХ - 9601 разработана в НИПИНЕФТЕПРОМ-
ХИМе и состоит из оксиэтилированных изононилфенолов со степе-
нью оксиэтилирования 10-12 и нефтяных сульфанатов. Использован-
ная в наших опытах композиция представляет собой водную диспер-
сию, содержащую примерно 2% масс, смеси ПАВ марки “Петронат
HL” и марки АФ„-12 и 1% изобутилового спирта (ИБС). Динамичес-
кая вязкость композиции составляла 2-9 мПа.с, а межфазное натя-
жение на границе с нефтью - 10 2-10 1 мН/м.
• Композиция ПАС-УНИ предложена УГНТУ и институтом “Гип-
ровостокнефть”. Она представляет собой смесь 50 ем3 раствора ста-
билизированного 4,3-димстил-1,3 диоксан, и 0,2-процентного раство-
ра полиакриламида в 950 см3 водного мицеллярного раствора, име-
ющего состав: 260 г карпатола в 690 г воды с минерализацией 1,6 г/л.
• Композиция СНПХ-9512 представляет собой водную дисперсию,
содержащую примерно 3% ПАВ марок “Петронат HL” и АФ()-12 и
1% изобутанового спирта (ИБС). Для приготовления композиции
использована вода, имеющая минерализацию 43 г/л и близкая по
составу основных солей к сточным водам Азнакаевской площади.
Динамическая вязкость композиции составляет 2,5 мПа.с, межфаз-
ное натяжение на границе с нефтью - 10 1 мН/м, система является
стабильной во времени.
При выборе размеров оторочек композиций химреагентов, исполь-
зуемых для довытеснения остаточной нефти, исходили из механиз-
ма их действия и технико-экономических показателей применения.
На практике из экономических соображений, как правило, при-
меняют оторочки мицеллярных растворов небольших размеров, не
превышающих 10% объема пор пласта.
В лабораторных опытах создавались оторочки из дисперсных си-
стем на основе ПАВ и полимерных растворов до 10% объема пор
модели пласта, лишь в некоторых опытах, выполненных для сравне-
ния, объемы оторочек увеличивались до 20-30%.
Все опыты проводились по одинаковой схеме. Вначале нефть
вытеснялась сточной водой с минерализацией 127 г/л до стабилиза-
78
ции коэффициента вытеснения и полного обводнения вытесняемой
жидкости. Затем с помощью микронасоса вводились оторочки ком-
позиции химреактивов и раствора полимера. Продвижение оторо-
чек и довытеснение остаточной нефти производилось промысловой
сточной водой, использованной для первичного вытеснения нефти,
до новой стабилизации коэффициента вытеснения и полного обвод-
нения вытесняемой жидкости.
Результаты лабораторных опытов позволили оценить влияние
неоднородных пластов на нефтеотдачу при вытеснении нефти водой и
эффективность применения новых композиций химреагентов для довы-
теснения остаточной нефти из моделей послойно неоднородных пластов.
Вытеснение нефти водой и растворами химреагентов следует про-
изводить при постоянной заданной линейной скорости, что обеспе-
чивается использованием специальных датчиков расхода. Объемная
скорость подачи вытесняющих жидкостей соответствовала этому по-
казателю на изучаемом объекте разработки. Линейная скорость вы-
теснения вычисляется согласно ОСТ 39-195-86 по формуле:
864 Q
J,M"
(3.2)
где V - линейная скорость, м/сут; Q - расход закачиваемой жидко-
сти, см’/с; F - площадь поперечного сечения образца, см\ m - коэф-
фициент пористости, доли сд.; S - остаточная водонасыщенность,
доли сд.; S0II - остаточная нсфтснасыщенность, доли сд.
3.8. Обсуждение результатов исследований
Для оценки лабораторных экспериментов были использованы
следующие характеристики:
1) коэффициенты вытеснения для каждого прослоя при первич-
ном вытеснении водой и после довытеснсния нефти с использовани-
ем оторочек химреагентов - К Кп2 и КН], К2||;
2) средние значения коэффициентов вытеснения нефти водой и
после использования химреагентов для модели в целом - Ксв и Кср;
79
3) прирост коэффициента вытеснения нефти для высокопроница-
емого и малопроницаемого прослоев в отдельности после ввода хим-
реагентов - АК] и АК2;
4) среднее значение прироста коэффициента вытеснения для мо-
дели в целом - АК;
5) остаточная нефтенасыщенность для каждого прослоя и для
модели в целом S , S и S . Остаточная нефтенасыщенность
отдельных гидродинамически связанных между собой прослоев мо-
дели неоднородного пласта определялась экстрагированием песка;
6) коэффициент дренирования модели неоднородного пласта воз-
действием определялся по следующим формулам:
Кгн К
К(>в = П< и К- = “К ’ (3 3)
где Коп и Кор - коэффициенты дренирования соответственно водой и
растворами химреагентов;
7) удельный прирост объема вытесненной из модели пласта не-
фти, определяемый как отношение приращения объема нефти к объе-
му закачанных химреагентов;
8) коэффициент увеличения фильтрационного сопротивления
после закачки оторочек химреагентов, как АР2/АРр где АР2 и АР, -
перепады давления на модели пористой среды, соответственно, до
ввода и после ввода химреагентов.
Вначале приведем более подробное описание изменения харак-
теристик вытеснения нефти водой и растворами композиций химре-
агентов по отдельным экспериментам.
Лабораторный опыт № 33 на модели послойно неоднородного пла-
ста с гидродинамически несвязанными пропластками (рис. 3.6). От-
ношение коэффициентов проницаемостей составляет Kj/K = 2,94: ко-
эффициент проницаемости высокопроницаемого прослоя -1,030 мкм2,
а малопроницаемого - 0,350 мкм2. В опыте моделировалось содер-
жание связанной воды.
Коэффициент вытеснения нефти за безводный период составил:
для высокопроницаемого прослоя - 0,647; для малопроницаемого -
0,066. Среднее значение коэффициента вытеснения к моменту пол-
80
ного обводнения вытесняемой из модели пласта жидкости состави-
ло 0,542, в том числе по высокопроницаемому прослою - 0,729, а по
малопроницаемому - 0,368.
Среднее значение полного коэффициента вытеснения рассчиты-
валось по формуле:
К V + К V
V _ ixBl v Hl 1VB2 v 112 /Т
K<u---------------------’ (3,4)
III H2
где KB1, KB2 и V|n, VJJ2 - соответственно коэффициенты вытеснения и
начальное содержание нефти для высокопроницаемого и малопро-
ницаемого прослоев пласта.
Рис. 3.6. Зависимость показателей вытеснения нефти водой из
модели первого типа от безразмерного объема отобранной жидко-
сти Уж (опыт 33):
1, 2 и 3 - коэффициенты вытеснения из высокопроницаемого, мило-
нроницаемого прослоев и модели в целом; 4 - обводненность отбира-
емой жидкости
81
Средний коэффициент дренирования модели пласта, вычислен-
ный как соотношение среднего коэффициента вытеснения нефти для
высокопроницаемого прослоя К = Ксв / КВ1, составил 0,743. Коэф-
фициент дренирования для малопроницаемого прослоя оказался рав-
ным 0,50, то есть намного меньше среднего значения этого показа-
теля для модели в целом.
Обводнение вытесняемой жидкости происходило только за счет
поступления воды из высокопроницаемого прослоя. При этом по
мере роста обводненности жидкости приток нефти из малопроница-
емого прослоя постепенно уменьшался и к моменту полного обвод-
нения прекратился полностью, несмотря на высокую нефтенасыщен-
ность пропластка.
Лабораторный опыт № 20 на модели послойно неоднородного
пласта с гидродинамически связанными прослоями (рис. 3.7). Отно-
шение коэффициентов проницаемости прослоев составляет =
6,62: коэффициент проницаемости для высокопроницаемого прослоя
- 5,73 мкм2; а малопроницаемого - 0,86 мкм2. В опыте моделирова-
лось содержание связанной воды.
Коэффициент вытеснения нефти за безводный период составил:
для высокопроницаемого прослоя - 0,62, а для низкопроницаемого -
0,46. Среднее значение коэффициента вытеснения при полном об-
воднении вытесняемой из модели пласта жидкости составило 0,67, в
том числе доля высокопроницаемого прослоя - 0,81, а для малопро-
ницаемого - 0,51. Высокое значение коэффициента вытеснения не-
фти для высокопроницаемого прослоя объясняется большой прони-
цаемостью пористой среды. Средневзвешенное значение коэффици-
ента вытеснения нефти из модели пласта определялось как средне-
взвешенное по начальным объемам нефти в прослое.
Коэффициент дренирования модели пласта в целом определялся
как отношение среднего коэффициента вытеснения нефти к коэффи-
циенту вытеснения для высокопроницаемого прослоя Код = КСВ/КВ1
и составил 0,83, а для малопроницаемого - 0,63.
Таким образом, и здесь, несмотря на высокие значения коэффи-
циентов проницаемости пропластков неоднородного пласта, наблю-
дается значительная разница между коэффициентами вытеснения
82
нефти по пропласткам неоднородного пласта. Обнаруживается так-
же прекращение притока нефти из малопроницаемого прослоя пос-
ле полного обводнения высокопроницаемого пропластка.
По приведенным выше технологиям проведено всего 45 экспери-
ментов по вытеснению нефти промысловой сточной водой из моде-
лей неоднородных пластов, в том числе: на моделях с гидродинами-
чески не связанными пропластками - 28 и с гидродинамически свя-
занными- 17.
Л в.
Рис. 3.7. Зависимость показателей вытеснения нефти водой из
модели_второго типа от безразмерного объема отобранной жидко-
сти V*: I, 2 и 3 - коэффициенты вытеснения из высокопроницаемо-
го, малопроницаемого прослоев и модели в целом; 4 - обводненность
отбираемой жидкости
Для выявления основных закономерностей процесса вытеснения
нефти водой из моделей неоднородных пластов по результатам опы-
83
тов были составлены табл. 3.1 и 3.2 сводных данных по средним зна-
чениям характеристик вытеснения, вычисленных для каждого интер-
вала изменения отношения коэффициентов проницаемости просло-
ев.
Из данных, приведенных в табл. 3.1 и 3.2 и рис. 3.8 и 3.9, видно,
что с увеличением различия между проницаемостями пропластков
показатели вытеснения нефти неуклонно ухудшаются. Так, средний
коэффициент вытеснения для малопроницаемого прослоя уменьша-
ется от 0,514 для интервала К(/К2 > 2 до 0,218 для К /К > 6 (для
модели первого типа). В то же время для высокопроницаемых про-
слоев с увеличением К/К2 наблюдается рост среднего значения ко-
эффициента вытеснения: для моделей первого типа от 0,600 до 0,655;
для моделей второго типа от 0,618 до 0,865. Очевидно, более интен-
сивный рост коэффициента вытеснения во втором случае объясня-
ется наличием массообмена между прослоями неоднородного плас-
та с гидродинамически связанными прослоями.
То же самое происходит с соотношениями минимального и сред-
него коэффициента вытеснения к коэффициенту вытеснения нефти
из высокопроницаемого пропластка. По результатам отдельных экс-
периментов и из данных табл. 3.1 и 3.2 также видно, что разница
между коэффициентами вытеснения отдельных пропластков возрас-
тает с увеличением соотношения коэффициентов их проницаемос-
ти. Причем эта разница с увеличением К /К2 достигает значительной
величины. По результатам наших опытов она составила 0,437 для
моделей первого типа и 0,579 для моделей второго типа.
Все это свидетельствует об ухудшении коэффициента охвата воз-
действием пласта закачиваемой водой по мере увеличения степени
его неоднородности. К моменту полного обводнения слабопроница-
емые прослои будут иметь значительную текущую нефтенасыщен-
ность. Если не изменять гидродинамическую или физико-химичес-
кую ситуацию в пласте, сформировавшаяся текущая нефтенасыщен-
ность для малопроницаемого прослоя окажется остаточной насыщен-
ностью, так как вытесняемая жидкость из модели пласта к этому
моменту времени полностью обводняется.
84
Таблица 3.1
Сводные характеристики вытеснения нефти водой из послойно неодно-
родных пластов с гидродинамически связанными прослоями
(модель первого типа)
Отношение коэффици- ентов проницае- мостей Количество опытов Средние значения коэффи- циентов вытеснения, д.ед. Разница между коэффици- ентами вытеснения, Д.ед.
для высоко- проницае- мого прослоя для низко- проницаемого прослоя
К,/К <2 8 0,600 0,514 0,086
2<К,/К?<6 15 0,653 0,484 0,169
К,/К,>6 5 0,655 0,218 0,437
Таблица 3.2
Сводные характеристики вытеснения нефти водой из послойно неодно-
родных пластов с гидродинамически несвязанными прослоями
(модель второго типа)
Отношение коэффи- циентов проницае- мостсй Количество опытов Средние значения коэффи- циентов вытеснения, д.ед. Разница между коэффици- ентами вытеснения, д.ед.
для высоко- проницае- мого прослоя для низко- проницае- мого прослоя
К,/К,<2 6 0,618 0,550 0,065
2<К/К<6 7 0,631 0,450 0,181
К/К2>6 4 0,865 0,286 0,579
Как и следовало ожидать, при прочих равных условиях при со-
вместной работе двух пластов из-за увеличения объема прокачан-
ной воды коэффициент вытеснения нефти для высокопроницаемого
прослоя несколько увеличивается.
Полученные результаты показывают на сложность процессов
вытеснения нефти ИЗ ПОСЛОЙНО неоднородных пластов, эксплуати-
рующихся одним фильтром. Одной из особенностей этого процесса
85
является то, что после прорыва воды и отмыва нефти из высокопро-
ницаемого пропластка вытеснение нефти из малопроницаемых про-
слоев практически прекращается, несмотря на их достаточно высо-
кую текущую нефтенасыщенность.
Рис. 3.8. Характеристики первичного вытеснения нефти при различ-
ных отношениях проницаемостей двухслойного пласта с гидродина-
мически несвязанными прослоями (модель первого типа):
коэффициенты вытеснения нефти из высокопроницаемого (1) и
низкопроницаемого прослоя (2)
Результаты исследований показали, что увеличение нефтеотдачи
неоднородных пластов может быть достигнуто следующими спосо-
бами:
1) закачкой водных растворов композиций химреагентов;
2) отключением высокообводненных промытых водой высокопро-
ницаемых пластов из разработки;
3) совместно раздельным воздействием на многопластовую за-
лежь.
Одной из задач экспериментальных исследований было изучение
закономерностей и эффективности довытеснсиия нефти после завод-
нения с применением химреагентов. Для решения этой задачи после
стабилизации коэффициентов вытеснения нефти и полного обводне-
86
ния вытесняемой жидкости в модель пласта вводились водные ра-
створы приведенных выше композиций. В дальнейшем продвиже-
ние оторочек химреагентов и довытеснсние нефти производилось
промысловой сточной водой. В опытах использовались те же моде-
ли неоднородных пластов со связанными и несвязанными прослоя-
ми, которые были использованы для изучения вытеснения нефти
водой.
На этой схеме приведено описание полученных результатов двух
экспериментов, отличающихся типом модели пласта.
Рис. 3.9. Характеристики первичного вытеснения нефти при различ-
ных отношениях проницаемостей двухслойного пласта с гидродина-
мически связанными прослоями (модель второго типа):
1 - высокопроницаемый пропласток;
2 - низкопроницаемый пропласток
Лабораторный опыт № 4 с использованием модели послойно нео-
днородного пласта с гидродинамически несвязанными прослоями.
Отношение проницаемостей высокопроницаемого и малопроницае-
МОГО прослоев К/К2 = 1,92 (2,41 И 1,26 МКМ2). В опыте моделирова-
лось содержание связанной воды.
87
Ив.
7. К в, ДОЛИ £Д-
Рис. 3.10. Характеристики вытеснения нефти из моделей послойно
неоднородного пласта с гидродинамически несвязанными прослоями
(опыт № 4):
1, 2 и 3 - соответственно для милопропицаемого, высокопроницаемо-
го прослоев и для модели в целом; 4 - обводненность вытесняемой
жидкости
Вначале нефть вытеснялась промысловой сточной водой до стаби-
лизации коэффициентов вытеснения и полного обводнения вытесняе-
мой жидкости. К концу безводного периода коэффициент вытеснения
по высокопроницаемому прослою составил 0,55 (рис. 3.10), а по мало-
проницаемому - 0,310. Средний коэффициент вытеснения нефти водой
при полной обводненности вытесняемой жидкости был равен 0,44, а
для высокопроницаемого прослоя - 0,58, для малопроницаемого -0,310.
Коэффициент дренирования низкопроницаемого прослоя дос тиг 0,53.
Для довытеснсния остаточной нефти были созданы оторочки раз-
мером 0,20 объема пор из 0,1 -процентного водного раствора поли-
мера РДА-1020; 0,20 объема пор композиции ПАС-УНИ и 0,3 объе-
ма пор 0,1-процентного раствора полимера РДА-1020. Довытсснс-
ние производилось промысловой сточной водой до “новой” стаби-
ЛИЗаЦИИ коэффициентом вытеснения.
При дальнейшем вытеснении произошло снижение обводненнос-
88
ти вытесняемой жидкости до 85% и некоторое увеличение коэффи-
циентов вытеснения как высокопроницаемого, так и малопроницае-
мого прослоев модели пласта. В высокопроницаемом прослое коэф-
фициент вытеснения увеличился до 0,66, а в малопроницаемом - до
0,46. В результате этого средний коэффициент для модели в целом
вырос до 0,56, то есть прирост коэффициента вытеснения составил
0,112, в том числе: по высокопроницаемому прослою - 0,08 и по ма-
лопроницаемому -0,14. Коэффициент дренирования малопроницае-
мого пропластка увеличился от 0,53 до 0,7.
Таким образом, применение оторочки композиции ПАС-УНИ
совместно с оторочками растворов полимера РДА-1020 позволило
увеличить коэффициент вытеснения нефти из модели неоднородно-
го пласта на 11,2 пункта. Однако абсолютные значения коэффициен-
тов вытеснения нефти недостаточно высоки, особенно для малопро-
ницаемого прослоя. Остаточная нефтенасыщенность модели пласта
составляет значительную величину.
Лабораторный опыт No 46 с использованием модели послойно нео-
днородного пласта с гидродинамически связанными прослоями. От-
ношение проницаемостсй прослоев составляло 1,80. Коэффициент
проницаемости высокопроницаемого прослоя - 2,98 мкм2, малопро-
ницаемого 1,66 мкм2. Моделировалась связанная вода.
Нефть первоначально вытеснялась промысловой сточной водой
до стабилизации коэффициентов вытеснения до полного обводнения
вытесняемой жидкости. При этом средний коэффициент вытеснения
нефти водой составил 0,638, в том числе: для высокопроницаемого
прослоя - 0,785, для малопроницаемого - 0,540. Коэффициент дре-
нирования малопроницаемого прослоя был равен 0,69, а для модели
в целом - 0,812. Данные об изменении основных характеристик вы-
теснения в процессе опыта приведены на рис. 3.11.
Довытесненис остаточной нефти производилось путем создания
последовательных оторочек 0,24 объема пор 0,1-процентного раствора
полимера РДА-1020, композиции СНПХ-9512 0,22 объема пор и ото-
рочки 0,1-процентного водного раствора полимера РДА-1020 разме-
ром 0,3 объема пор. Продвижение оторочек и довытесненис нефти про-
изводилось промысловой сточной водой до стабилизации коэффициен-
89
тов вытеснения и полного обводнения вытесняемой жидкости.
В результате применения водных растворов композиции СНПХ-
9512 и полимера РДА-1020 получено:
1) средний конечный коэффициент вытеснения нефти для модели
в целом - 0,739;
2) коэффициент вытеснения нефти из высокопроницаемого про-
слоя - 0,893;
3) коэффициент вытеснения нефти из малопроницаемого прослоя
- 0,637;
4) общий прирост коэффициента вытеснения для модели - 0,10;
5) прирост коэффициента вытеснения для высокопроницаемого
прослоя - 0,108;
6) прирост коэффициента вытеснения для малопроницаемого про-
слоя - 0,097;
7) коэффициент дренирования малопроницаемого прослоя - 0,71.
Рис. 3.11. Характеристики вытеснения нефти из моделей послойно
неоднородного пласта с гидродинамически связанными прослоями
(опыт !Уо 46):
1, 2 и 3 - соответственно для малопроницаемого, высокопроницаемого
прослоев и для модели в целом; 4 - обводненность вытесняемой жидкости
90
Как видно из приведенных данных, применение композиций хим-
реагентов, позволяющих существенно снизить межфазное натяже-
ние на границе “вода - нефть”, приводит к улучшению процессов
нефтевытеснения из неоднородных пластов.
Технико-экономическая целесообразность применения указанных
композиционных систем должна быть определена по результатам
специальных экспериментальных исследований.
По данным выполненных экспериментов составлена табл. 3.3, в ко-
торой приведены результаты расчетов средних значений показателей
эффективности довытеснения нефти с применением химреагентов.
Таблица 3.3
Сводные данные о приросте коэффициента вытеснения в результате
применения композиций химреагентов для доотмыва остаточной нефти
Отношение коэффициентов проницаемостей пропластков Прирост коэффициента вытеснения, дол. ед.
модели типа 1 модели типа 2
высокопро- ницаемые прослои малопро- ницасмыс прослои высокопро- ницаемые прослои малопро- ницаемые прослои
К,/К <2 0,02 0,07 0,05 0,12
2<К,/К3<6 0,06 0,09 0,05 0,17
К,/К?>6 0,08 0,20 0,225 0,12
Как видно из представленных данных табл. 3.3, применение ком-
позиций химических реагентов позволяет существенно увеличить
коэффициент вытеснения нефти из малопроницаемых прослоев нео-
днородного пласта. В результате воздействия композиций происхо-
дит увеличение коэффициента вытеснения преимущественно из ма-
лопроницаемых пропластков. Из-за существенного уменьшения те-
кущей нефтенасыщенности дополнительное вытеснение нефти из
высокопроницаемого пропластка незначительно.
Прирост коэффициентов вытеснения для отдельных интервалов
изменения отношений К,/К2 различен. Так например, при К/К2 < 2
он составляет 12,5%, для интервала от 2 до 6-17%, а при К,/К2 > 6
91
прирост коэффициента вытеснения за счет применения химреаген-
тов соизмерим с ошибками определения коэффициентов вытеснения.
Несколько отличается характер изменения коэффициентов охва-
та модели пласта воздействием по сравнению с соответствующими
показателями для моделей с изолированными прослоями. Здесь на-
блюдается ухудшение охвата пласта воздействием вследствие про-
явления дополнительных причин, приводящих к нарушению целост-
ности оторочек из растворов композиций химреагентов.
К сожалению, из-за недостаточности количества экспериментов
не представляется возможным проследить влияние размеров оторо-
чек химреагентов на прирост коэффициента вытеснения для неодно-
родных пластов. По данным выполненных лабораторных опытов
удается лишь отмстить тенденцию изменения характеристик вытес-
нения по мерс увеличения размеров оторочек. Важное значение име-
ет при этом использование буферных оторочек из растворов поли-
меров.
Условия KCD = KQ2 и КН| = К2|| физически означают, что в обоих
пропластках достигается максимальное значение коэффициента вы-
теснения. Наибольший интерес для оценки коэффициента дрениро-
вания неоднородного пласта представляет отношение K)f]/K2 , гра-
фическая интерпретация которого позволяет проследить за измене-
нием коэффициента охвата вытеснением модели неоднородного пла-
ста в ходе эксперимента. Как видно из рис. 3.12, геометрическим
местом точек, соответствующих КИ|/К2П = 1, то есть условие одина-
кового охвата неоднородного пласта воздействием, является диаго-
нальная прямая. При вытеснении нефти из прослоев, имеющих раз-
ные коэффициенты проницаемости, фактическая характеристика
вытеснения существенно отклоняется от диагонали и меньше еди-
ницы. Лишь на конечном этапе вытеснения из-за влияния поверхно-
стно активных составляющих композиций на физико-химический
механизм процесса вытеснения остаточной нефти кривая начинает
приближаться к диагонали. Это свидетельствует об увеличении ко-
эффициента дренирования неоднородного пласта. В экспериментах
по нефтевытеснению существенное сближение точек к диагонали
наблюдается после ввода оторочек химических реагентов.
92
Таким образом, водные растворы поверхностно активных компо-
зиционных систем небольшой вязкостью способствуют увеличению
коэффициента дренирования малопроницаемого пласта, приводяще-
му к вытеснению дополнительной нефти и некоторому снижению
обводненности вытесняемой жидкости.
Рис. 3.12. Связь между коэффициентами вытеснения нефти из
высокопроницаемого К2 и малопроницаемого К2 прослоев модели
послойно неоднородного пласта с гидродинамически несвязанными
пропластками (по данным эксперимента)
93
□ Методы увеличения охвата неоднородных
пластов воздействием при заводнении
Как было показано в предыдущих разделах, полноту извлечения
нефти из нефтяной залежи в реальных условиях можно охарактери-
зовать произведением двух параметров: коэффициента вытеснения
нефти вытесняющим агентом и коэффициента охвата пласта воздей-
ствием. Поэтому при решении проблемы увеличения нефтеотдачи
поиски ведутся в двух направлениях: по увеличению степени про-
мывки пласта, то есть коэффициента вытеснения, и по обеспечению
более полного охвата разрабатываемого пласта воздействием.
Следует отмстить, что большая часть современных технологий
увеличения нефтеотдачи пластов основана на увеличении коэффи-
циента вытеснения. Болес скромны достижения в создании техноло-
гий, обеспечивающих существенное увеличение коэффициента ох-
вата пласта воздействием. Уменьшение охвата пласта воздействием
определяется многими факторами, в том числе: неоднородностью
нефтесодержащего коллектора, различием вязкостей нефти и вытес-
няющих агентов, проявлением аномалий вязкости нефти, геометри-
ческой схемой и плотностью размещения скважин и др. Наиболее
важными факторами, значительно снижающими охват пласта воздей-
ствием при заводнении, являются неоднородность пластов и реоло-
гические характеристики пластовых нефтей.
Современные методы регулирования охвата неоднородных пластов
при их разработке можно подразделить на две группы: гидродинами-
ческие и физико-химические. Оба эти направления достаточно широко
применяются для повышения нефтеотдачи пластов и непрерывно со-
вершенствуются. Ниже рассмотрим эти направления в отдельности.
4.1. Гидродинамические методы регулирования охвата
неоднородных пластов воздействием при заводнении
В реальных условиях в большинстве случаев залежи нефти при-
урочены к нескольким продуктивным пластам, отличающимся эф-
94
фективной толщиной, коэффициентами проницаемости, пористос-
тью, а также термобарическими условиями, или же монолитные пла-
сты имеют послойную неоднородность. При выборе систем разра-
ботки в один объект объединяются несколько нефтенасыщенных
пластов. В результате в процессе заводнения послойно неоднород-
ные пласты, имеющие различные физические характеристики, охва-
тываются процессом воздействия неодинаково. Пласты или отдель-
ные пропластки монолитного пласта, имеющие низкую проницае-
мость, отстают в вытеснении нефти. По мерс продвижения фронта
вытеснения нефти фильтрационное сопротивление высокопроница-
емого пласта уменьшается и после прорыва воды в добывающие сква-
жины вытесняющая вода, в основном, фильтруется по высокопрони-
цаемому пласту, не вытесняя нефть по низкопроницаемым проплас-
ткам. Эффективность процесса разработки нефтяной залежи снижа-
ется, технико-экономические показатели добычи нефти ухудшают-
ся. К моменту прорыва воды по высокопроницаемым прослоям в
низкопроницаемых пластах остается еще значительное количество
остаточной нефти, которая не может быть извлечена без примене-
ния специальных способов воздействия.
Основные методы воздействия на продуктивные пласты, направ-
ленные на увеличение текущей и конечной нефтеотдачи, опираются
на искусственное заводнение и осуществляются путем применения
различных систем воздействия: законтурного, внутриконтурного,
площадного, очагового, избирательного и др.
Поддержание пластового давления совместно-раздельной закач-
кой воды при дифференцированном давлении закачки используется
для интенсификации разработки многопластового объекта в началь-
ных стадиях и как вторичный метод воздействия после извлечения
значительных запасов нефти.
В условиях послойной и зональной неоднородности пластов од-
ним из путей интенсификации добычи нефти является очагово-изби-
рательное заводнение, позволяющее наиболее рационально исполь-
зовать энергию закачиваемой воды и более полно учитывать пара-
метры неоднородности строения объекта разработки. Основная осо-
бенность указанной системы состоит в том, что в качестве нагнета-
95
тельных скважин выбираются скважины с лучшими продуктивными
характеристиками и хорошей гидродинамической связью с окружа-
ющими скважинами. Они должны располагаться рассредоточенно по
площади и должны быть окружены добывающими скважинами для
уменьшения эффекта интерференции. Широкие промышленные ис-
пытания и внедрение избирательного заводнения показали его дос-
таточную эффективность в различных геолого-физических услови-
ях. Наряду с интенсификацией добычи нефти оно способствовало
увеличению нефтеотдачи пластов.
Более совершенной системой воздействия на неоднородные пла-
сты является очаговое заводнение, основанное на интенсификации
закачки воды в зонах слабого воздействия на залежь и предложенное
нефтяниками Республики Татарстан. Вода закачивается, как прави-
ло, в скважины, переведенные в нагнетательные из добывающих.
Организация очагового заводнения как способа регулирования про-
цесса разработки позволяет изменять направления фильтрационных
потоков и градиентов пластового давления между линиями нагнета-
ния и отбора жидкостей, тем самым довытеснять нефть из слабопро-
ницаемых зон пласта. Результаты промышленного применения оча-
гового заводнения с одновременным повышением давления нагне-
тания на Ромашкинском, Ново-Елховском месторождениях Респуб-
лики Татарстан показали, что в условиях послойной и зональной нео-
днородности, а также прерывистости продуктивных пластов этот
метод позволяет значительно повышать коэффициент нефтеотдачи
за счет увеличения коэффициента охвата пластов воздействием, яв-
ляется эффективным средством вовлечения в активную разработку
относительно малопродуктивных коллекторов (12).
Большая практика разработки нефтяных месторождений Урало-
Поволжья, Западной Сибири, п-ов Мангышлак и других районов по-
казала, что неравномерность процесса заводнения и неполная выра-
ботка запасов объясняется сложностью геологического строения
продуктивного пласта, трудностью регулирования разработки нео-
днородных коллекторов, а также отсутствием радикальных спосо-
бов ограничения отбора воды из скважин, эксплуатирующих частич-
но обводненные пласты. Как показали исследования с применением
96
глубинных потокомеров, на второй стадии разработки Ромашкинс-
кого месторождения средняя доля работающих пластов и пропласт-
ков по 226 скважинам составляет 50% от суммарной перфорирован-
ной толщины пластов. При этом охват песчаников пластов изменя-
ется в пределах 48-83%, а для алевролитов - от 28 до 60% (12).
На основе обобщения результатов теоретических и эксперимен-
тальных исследований М. М. Сургучев (1, 2) способы повышения
эффективности методов заводнения делит на две большие группы:
одна основывается на применении тепловых, химических и газовых
агентов, а другая - на совершенствовании технологии и системы за-
воднения. В этой работе отмечается, что при стационарном режиме
образуется система постоянных трубок тока, определяющих охват
пласта воздействием. Для вовлечения новых систем трубок тока не-
обходимо изменить гидродинамический режим фильтрации. Решить
эту задачу можно путем регулирования работы всей системы завод-
нения или отдельных се элементов.
Сюда можно отнести:
1) нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давле-
нием;
2) циклическое воздействие на послойно неоднородные пласты;
3) изменение режима работы как водонагнетательных, так и до-
бывающих скважин;
4) разъединение пластов, включенных в один объект разработки;
5) оптимизация плотности сетки скважин и др.
Анализ результатов применения перечисленных способов регули-
рования разработки в различных геолого-физических условиях выявил
следующее. Поддержание повышенных давлений на линии нагнетания,
близких к горным, на Бавлинском, Ново-Елховском, Арланском и на
некоторых площадях Ромашкинского месторождений показало, что
увеличение депрессии на пласт приводит к увеличению работающей
толщины и коэффициента гидропроводности пласта за счет ослабле-
ния структурно-механических свойств пластовой нефти в малопрони-
цаемых пропластках. Относительное увеличение работающей толщи-
ны при повышении давления от 11 до 15 МПа по перечисленным мес-
торождениям составило около 22% (10, 12, 64 и др.).
97
Перевод на повышенное давление закачки воды на Ромашкинс-
ком месторождении позволило дополнительно добыть 160*106 т не-
фти. При этом выявлены следующие особенности применения этого
метода (12):
1) при повышении давления нагнетания до (0,8-0,9) Р (где Р(. -
горное давление) происходит вовлечение в работу менее продуктив-
ных пластов, однако, пласты с проницаемостью менее 0,3 мкм2 не
включаются в работу. Здесь, очевидно, имеет решающее значение
не коэффициент проницаемости пласта, а отношение проницаемос-
тей высокопроницаемого и малопроницаемого пластов;
2) при давлении нагнетания большем, чем горное, коэффициент
охвата по толщине увеличивается незначительно или остается на
постоянном уровне, а в случае гидравлического разрыва происхо-
дит резкое уменьшение коэффициента охвата пласта воздействием;
3) в случае заводнения пластов значительной толщины увеличе-
ние давления нагнетания приводит к уменьшению коэффициента
охвата, так как с повышением давления увеличение приемистости
скважины происходит за счет интенсификации работы в высокопро-
ницаемых интервалах пласта;
4) ограничивающим фактором повышения давления нагнетания,
приводящим к ухудшению процесса вытеснения нефти водой, явля-
ется прорыв ее в добывающие скважины в результате образования
новых или расширения имеющихся трещин;
5) снижается эффективность повышения давления нагнетания
воды на поздней стадии разработки нефтяных залежей из-за сильной
дренированности высокопроницаемых прослоев и пропластков.
При разработке залежей аномальных нефтей, приуроченных к
послойно неоднородным пластам, при прочих равных условиях ох-
ват пластов воздействием еще более осложняется. Депо в том, что
основные фильтрационные характеристики нефтей, такие как гради-
ент динамического давления сдвига и градиент давления предельно-
го разрушения структуры, зависят от состава нефти и коэффициента
проницаемости породы (17, 20, 32, 34, 36). Установлено, что чем
меньше проницаемость породы, тем сильнее проявляются аномалии
вязкости нефти. Для более полного вытеснения аномальной нефти
98
из малопроницаемой пористой среды необходимо создавать доста-
точно большие градиенты давления, достигаемые лишь в призабой-
ной зоне пласта. По данным публикаций (10, 57, 64) на Ново-Хазин-
ском и Арланском месторождениях, нефти которых являются ано-
мально вязкими, при текущей нефтеотдаче 25-30% содержание воды
в добываемой продукции уже составило 68-72%, что свидетельству-
ет о низком значении коэффициента охвата пластов воздействием.
Такая особенность заводнения характерна для большинства место-
рождений с неоднородными пластами.
В юрских отложениях месторождения Узень в горизонтах XIII-
XVIII с толщиной пластов от 30 до 61 м при обводнении 93% фонда
добывающих скважин текущая нефтеотдача составила всего 9% (1,
82), а на Самотлорском месторождении по основному пласту БВ8
коэффициент охвата заводнением при обводненности добываемой
жидкости 60-70% составил всего 0,21. На поздней стадии разработ-
ки нефтяных месторождений нагнетание воды в нефтяные залежи
под повышенным давлением становится неэффективным из-за обра-
зования хорошо промытых зон, через которые фильтруется основ-
ная масса закачиваемой воды, не оказывая влияния на выработку
малопроницаемых продуктивных пластов.
Таким образом, выравнивание степени выработки послойно нео-
днородных пластов путем повышения давления нагнетания воды не
позволяет в достаточной мере решить задачу полного охвата плас-
тов воздействием.
Неполный охват обводненных пластов воздействием не устраня-
ется и при таких методах регулирования, как изменение направле-
ний фильтрационных потоков или циклическое заводнение, хотя
применение их приводит к некоторому улучшению процесса выра-
ботки неоднородных пластов на II и III стадиях разработки.
Болес детальный анализ эффективности применения этого мето-
да на месторождениях Республики Татарстан (12,73) на разных ста-
диях разработки залежей показал, что при высокой обводненности
добываемой жидкости (более 70-80%) результаты от применения
циклического воздействия ухудшаются. Наименьшие или нулевые
приросты добычи нефти наблюдаются по скважинам, где продолжи-
99
тельность заводнения составляет более 10 лет, что показывает на
снижение эффективности циклического воздействия на нефтяные
залежи на поздней стадии разработки.
Важным резервом повышения эффективности разработки нефтя-
ных залежей, приуроченных к неоднородным сложнопостроенным
коллекторам, является оптимизация плотности сетки скважин и по-
рядок их разбуривания. В нашей стране в основном принято двух-
стадийное разбуривание нефтяных залежей: первоначально разбу-
ривается по редкой сетке скважин с последующим избирательным
уплотнением с целью увеличения охвата неоднородных пластов за-
воднением, стабилизации добычи нефти и повышения нефтеотдачи.
Эффект от уплотнения сетки скважин зависит от степени расчле-
ненности объекта разработки, коллекторских свойств совместно эк-
сплуатируемых пластов и стадии разработки. В работе (1, 12, 82) на
примере Ромашкинского месторождения наглядно показано, что за
1962-1972 годы среднегодовая добыча нефти на одну дополнитель-
но пробуренную уплотняющую скважину росла, а в последую-
щие годы разработки (1973-1979 годы) наблюдалось ее сниже-
ние. Бурение дополнительных скважин на поздней стадии сопро-
вождается отрицательными последствиями не только из-за интер-
ференции и уменьшения запасов и добычи нефти на одну пробу-
ренную скважину, но и в связи с быстрым продвижением конту-
ров нефтеносности и сокращением периода эксплуатации сква-
жин по сравнению со сроками их физического износа. Как и при
всех методах заводнения, нс исключается опережающее обвод-
нение пласта по высокопроницаемым пропласткам и оставление
нефти в малопроницаемых.
Определенного увеличения охвата малопроницаемых пластов за-
воднением при совместной разработке нескольких продуктивных
пластов можно добиться путем формирования объектов самостоя-
тельной эксплуатации, путем избирательного включения в них плас-
тов со сходными коллекторскими свойствами. Осуществление это-
го принципа при выборе объектов разработки на Ромашкинском ме-
сторождении (12) позволило значительно увеличить охват малопро-
ницаемых алевролитов заводнением. Однако сходство характерис-
100
тик пластов, объединяемых в один эксплуатационный объект, не яв-
ляется достаточным условием равномерной выработки запасов не-
фти из каждого пласта.
Таким образом, полный охват неоднородных пластов заводнени-
ем практически невозможен только лишь путем изменения системы
заводнения, включая и нестационарное заводнение. С усилением гео-
лого-физической неоднородности разрабатываемых пластов и повы-
шением вязкости нефти эффективность заводнения снижается. На-
гнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высоко-
проницаемым слоям и зонам, оставляя нсвытесненной нефть в ма-
лопроницаемых слоях, участках и зонах. В табл. 4.1 приведены ус-
ловия применения гидродинамических методов регулирования ох-
вата неоднородных пластов воздействием при заводнении. Как вид-
но из приведенной таблицы и результатов краткого обзора, гидроди-
намические методы регулирования охвата пластов воздействием
применимы лишь при определенных геолого-физических и техноло-
гических условиях, то есть не обладают универсальностью и нс обес-
печивают полный охват неоднородного пласта воздействием в усло-
виях высокой обводненности добываемой жидкости.
Как показано выше, полного охвата пластов воздействием не
достигается даже при использовании современных методов регу-
лирования заводнением: циклическое воздействие, изменение на-
правления фильтрационных потоков, повышение давления нагне-
тания и форсирование отборов жидкости, а также применение
методов увеличения коэффициента вытеснения нефти. По этой
причине на поздней стадии разработки многопластовых месторож-
дений ограничение движения вод в промытых пластах и притока
их в скважину является одной из наиболее важных проблем даль-
нейшего совершенствования процессов разработки нефтяных
месторождений.
Следовательно, одним из главных условий дальнейшего повыше-
ния нефтеотдачи при стационарном режиме заводнения является ог-
раничение движения воды по пластам (прослоям) с относительно
низким фильтрационным сопротивлением.
101
Таблица 4.1
Условия применения гидродинамических методов регулирования разработки при заводнении
Наименование метода Принцип действия метода на увеличение охвата заводнением Условия оптималь- ного применения по обводненности, % Недостатки метода
Повышение давления нагнетания увеличение градиента пластового давления до 75-80 ограниченная возможность установленных мощностей ППД, разрыв пластов
Изменение направ- лений фильтраци- онных потоков повышение охвата дренированием до 75-80 возможность использования метода только на отдельных участках
Циклическая закачка и отбор изменение градиента давления на границе неоднородных пластов 70-80 низкая эффективность на поздней стадии, невозможность использования при отсутствии гидродинамической связи между пластами
Форсирование отбора жидкости увеличение градиента давления 75-80 селективность, невозможность повсе- местного использования, ограничен- ность размеров зон воздействия
Выделение пластов в отдепьный объект по коллекторским свойствам уменьшение влияния неоднородности на охват воздействия заводнением не ограничено ограниченность применения
Уплотнение сетки скважин увеличение градиента давления, подключение в работу несвязанных пластов не более 80-90 значительные капитальные вложения на бурение и обустройство скважин. Отсутствие способов выбора новых скважиноточек
4.2. Физико-химические методы регулирования охвата
неоднородных пластов воздействием при заводнении
Большая нефтепромысловая практика применения методов огра-
ничения притока вод в скважины показала возможность успешного
выравнивания процесса вытеснения нефти из неоднородных пластов
за счет повышения фильтрационного сопротивления промытых про-
пластков с применением различных водоизолирующих составов.
Однако недостаточная изученность механизма действия методов ог-
раничения притока вод в добывающие скважины и движения в плас-
тах привела к недооценке роли их в системах разработки нефтяных
месторождений. В определенной степени этим объясняется отсут-
ствие высокоэффективных методов воздействия на обводненные пла-
сты с целью ограничения добычи воды и повышения нефтеотдачи.
Таким образом, регулирование процесса разработки нефтяных
залежей в условиях прогрессирующего обводнения необходимо вес-
ти в двух направлениях:
1) уменьшение объема попутно добываемой воды за счет вовле-
чения в разработку слабопроницаемых пластов, содержащих значи-
тельные запасы остаточной нефти, а также широкого применения
способов по ограничению притока воды к забоям добывающих сква-
жин и движения их по промытым пластам;
2) обеспечение полноты вытеснения нефти из обводнившихся
пластов путем отбора большого объема жидкости или улучшения
нефтсвытесняющей способности закачиваемых в пласт вод.
В настоящее время достаточно хорошо известно большое коли-
чество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействи-
ем, таких как: закачка загущенной полимерами воды, пены, перио-
дическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость от-
дельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом про-
пластков, силикатно-щелочные растворы (СЩР), полимср-дисперсные
системы (ПДС), а также разнообразные гслсобразующие в пластовых
условиях композиции химреагентов (1,4,6,7,10,13,14,21, 54, 57 и др.).
В качестве методов, избирательно понижающих проницаемость
породы, можно использовать периодическую закачку газа (воздуха)
103
или активных компонентов нефти в процессе заводнения. Весьма
простым и доступным методом выравнивания проницаемостей по-
слойно неоднородных пластов может оказаться закачка суспензии
гашеной извести. Циклическое заводнение, увеличение давления
закачки агентов для поддержания пластового давления, применение
тепловых методов воздействия на залежи высоковязких нефтей так-
же позволяют регулировать степень охвата пласта воздействием. В
то же время ряд методов одновременно улучшают и степень про-
мывки пласта и увеличивают коэффициент вытеснения нефти из по-
ристой среды.
Некоторые из перечисленных методов увеличения коэффициен-
та охвата, например, периодическая закачка воздуха, нефти, а также
закачка загустителей для воды известны давно. Методы закачки пены,
СЩР, ПДС, гелеобразователей появились недавно и проходят про-
мысловые испытания. Многие физико-химические и гидродинами-
ческие явления, происходящие при закачке в пласт перечисленных
рабочих агентов в частично обводненные нефтяные залежи, изуче-
ны недостаточно полно. В связи с этим основные параметры техно-
логии их применения в конкретных геолого-физических и техноло-
гических условиях часто выбираются лишь на основе качественных
представлений о характере взаимодействия закачиваемых компози-
ций химреагентов в пласте.
В качестве загущенной воды в пласт можно закачивать водные
растворы различных полимеров, например, полиакриламида (ПАА).
Молекулярная масса этого водорастворимого полимера более
500000, а вязкость его водных растворов прямо пропорциональна
молекулярной массе. В зависимости от товарных свойств полимера
при приемлемых концентрациях вязкость воды может быть увеличе-
на в несколько десятков раз (1, 5, 7, 40, 52 и др.).
При закачке в пласт растворов полиакриламида увеличивается
коэффициент охвата залежи воздействием за счет выравнивания вяз-
кости нефти и вытесняющей жидкости. Одновременно происходит
некоторое уменьшение средней приемистости нагнетательных сква-
жин из-за повышения вязкости закачиваемой воды. Кроме того, на
приемистость скважины оказывает влияние снижение фазовой про-
104
ницаемости для воды из-за взаимодействия и адсорбции молекул
полимера на поверхности породы.
Результаты анализа эффективности обычного полимерного завод-
нения показывают, что область применения его, как и других мето-
дов повышения нефтеотдачи пластов, ограничивается обводненнос-
тью добываемой жидкости, равной 60-70% и обусловленной, как
правило, образованием в продуктивном пласте высокопроницаемых
промытых зон.
В этих условиях фильтрационное сопротивление пористой среды
при обработке полимером практически не изменяется. Этим объяс-
няется более эффективное применение полимерного заводнения на
более ранней стадии разработки нефтяных месторождений.
Следует отметить, что с повышением температуры пласта более
70°С происходит разрушение молекул полимеров и снижение эф-
фективности его применения для повышения нефтеотдачи пластов.
При коэффициенте проницаемости пласта менее 0,1 мкм2 процесс
полимерного заводнения трудно реализуем, так как размеры моле-
кул раствора больше размеров пор и происходит либо его кольмата-
ция в призабойной зоне, либо механическое разрушение молекул
полимера.
В условиях повышенной солености пластовых вод и содержания
солей кальция и магния водные растворы наиболее доступных поли-
меров становятся неустойчивыми, нарушается их структура и про-
падает эффект загущения воды, а более устойчивые полимеры био-
логического происхождения пока не нашли применения.
Полимеры являются дефицитными и дорогостоящими продукта-
ми. Поэтому с точки зрения уменьшения затрат на увеличение неф-
теотдачи существенный интерес представляют методы, основанные
на использовании более дешевых и недефицитных химических про-
дуктов. Прежде всего сюда относится закачка пены. Кажущаяся вяз-
кость пены превышает вязкость воды в 5-10 раз. Теоретические и
лабораторные исследования разных авторов показали перспектив-
ность использования пен в качестве рабочего агента при вытеснении
нефти из пористой среды. Эта перспектива определяется следующи-
ми двумя факторами.
105
Во-первых, для получения пены расходуется всего от 0,2 до 1%
пенообразующих ПАВ, сравнительно доступных и менее дорогос-
тоящих. Во-вторых, важным свойством пены является то, что ее ка-
жущаяся вязкость зависит от коэффициента проницаемости порис-
той среды. Чем выше проницаемость пласта, тем выше кажущаяся
вязкость фильтрующей пены. Благодаря этому свойству пены при
закачке ее в пласт будет происходить увеличение охвата залежи воз-
действием.
Уменьшение коэффициента проницаемости пористой среды по
воде после закачки пены установлено на моделях пласта в опытах
И. А. Швецова, А. Н. Горбатовой и Ю. Ф. Солякова. Используя рас-
пределение проницаемости пласта как случайной величины
М. М. Саттаровым рассчитаны коэффициенты охвата пласта воздей-
ствием для различных значений обводненности добываемой жидко-
сти. Показано, что для средних условий вытеснения можно получить
увеличение коэффициента охвата на 30%, а коэффициента нефтеот-
дачи пласта до 20%. Примерно такие же результаты в приросте неф-
теотдачи получены в исследованиях, выполненных в “Гипровосток-
нефти” и ВНИИ. Установлено, что применение пенных систем тем
эффективнее, чем выше неоднородность пласта по проницаемости и
соотношение вязкостей нефти и воды. Увеличение нефтеотдачи при
этом происходит только за счет улучшения охвата пласта рабочим
агентом, коэффициент вытеснения остается без изменения. В усло-
виях однородного пласта закачка пены, как показывают опыты, не
приводит к увеличению коэффициента нефтеотдачи.
В качестве пенообразователя в рассматриваемых опытах исполь-
зовались ионогенныс ПАВ, сульфонат натрия и алкилсульфонат на-
трия. Пена, полученная на основе этих ПАВ, в присутствии нефти
нестабильная, ее структурно-механические свойства сохраняются
лишь частично. Пена может быть получена на поверхности, либо
сформирована в пластовых условиях путем создания оторочки из ра-
створа ПАВ и последующего его вытеснения газом.
Сущность методов увеличения коэффициента охвата пласта воз-
дсйствием путем периодической закачки инертного газа или актив-
ной нефти в процессе заводнения сводится к уменьшению фазовой
106
проницаемости для воды в отдельных пропластках, хорошо промы-
тых водой. Количество инертного газа или активной нефти, проник-
шее в отдельные пропластки неоднородного пласта, пропорциональ-
но их проницаемости. Чем выше проницаемость пропластка, тем
большее количество реагента в него проникает и тем сильнее сни-
жается проницаемость при дальнейшей закачке воды. Коэффициент
проницаемости малопроницаемых пропластков снижается на мень-
шую величину. В результате такой селективной подачи реагента в
разнопроницаемые слои происходит некоторое выравнивание при-
емистости.
Расчеты показывают, что существует вполне определенное коли-
чество подаваемого в пласт реагента, при котором происходит мак-
симальное выравнивание проницаемости. Это количество зависит
от характера неоднородности пласта и степени снижения фазовой
проницаемости данным реагентом.
Согласно данным лабораторных исследований при насыщении
порового пространства воздухом на 10% проницаемость пласта для
воздуха равна нулю, а относительная фазовая проницаемость для воды
составляет 0,7; то есть уменьшается на 30%. При наличии в порах
пласта активной нефти относительная проницаемость для воды
уменьшается до 0,45, а нсснижасмая насыщенность активной нефтью
при этом равна 20% от объема порового пространства. Для этих ус-
ловий теоретические расчеты показали, что оптимальное количество
закачиваемого в пласт реагента для всех значений отношения вязко-
сти нефти и воды при периодической закачке воздуха составляет
4,34%, активной нефти - 7% от объема пор заводняемого пласта.
Эффект рассматриваемого метода тем выше, чем больше соотноше-
ние вязкости нефти и воды. При соотношении подвижностей, рав-
ном 10, прирост коэффициента охвата составляет 6% за счет закач-
ки воздуха и 15% - при закачке активной нефти (1, 82).
Вследствие существенной послойной неоднородности продуктив-
ных пластов часто закачиваемая вода поступает лишь в отдельные
пропластки или трещины. Очень большая приемистость отдельных
интервалов ограниченной толщины объясняется наличием трещин
высокой приемистости. В таких скважинах применение для регули-
107
рования охвата пласта воздействием нефти, нефтемазутных смесей,
эмульсий, аэрированных жидкостей не дает положительного эффек-
та. Однако из-за очень большой протяженности трещин и большой
их поверхности глубина проникновения изолирующих реагентов в
породу через поверхность трещин оказывается ограниченной.
В этих случаях для уменьшения приемистости высокопроницае-
мых пропластков оказалась эффективной закачка суспензии гаше-
ной извести (37). Немаловажным фактором при выборе в качестве
закупоривающего агента могут являться ее доступность, низкая сто-
имость и простота практического применения. Гашеная известь пред-
ставляет собой порошкообразный продукт гидратации негашеной
извести, в основном состоящий из гидрата окиси кальция и гидрата
окиси магния.
Выполненные исследования (37) по изучению закупоривающего
действия водных суспензий гашеной извести при фильтрации через
пористую среду показали, что скорость фильтрации суспензии очень
быстро падает фактически до нуля. Происходит снижение проница-
емости на 80-85%. Фильтрация воды через закупоренный образец в
обратном направлении обеспечивает практически полное восстанов-
ление проницаемости образца. Эти исследования показали возмож-
ность применения водной суспензии гашеной извести для выравни-
вания приемистости нагнетательных скважин. Эффективность при-
менения суспензий для решения этой задачи подтверждена много-
численными промысловыми работами БашНИПИнефти. Техноло-
гия приготовления и закачки водных растворов гашеной извести до-
статочно проста.
Промысловые работы показали, что закачка водных суспензий
приводит к увеличению охвата пласта воздействием по толщине и
снижению приемистости высокопроницаемых прослоев. Таким об-
разом, на основе результатов лабораторных и промысловых иссле-
дований подтверждена возможность и показана эффективность вы-
равнивания профиля приемистости неоднородных пластов и улуч-
шения охвата пласта воздействием. Безусловно, само это мероприя-
тие, по-видимому, оказывает положительное влияние на полноту
выработки запасов нефти. Однако закачка малых объемов водных
108
суспензий гашеной извести в призабойную зону пласта хотя и вы-
равнивает профиль приемистости, но существенного влияния на ог-
раничение движения воды в удаленных зонах пласта не может ока-
зать. В то же время результаты этих работ показывают перспектив-
ность применения гашеной извести в качестве материала, способно-
го уменьшить проницаемость высокопроницаемого промытого про-
пластка.
Для обоснования возможности решения этих задач и создания
технологий увеличения нефтеотдачи пластов необходимо выполнить
дополнительные теоретические и экспериментальные исследования.
Прежде всего следует изучить возможность закачки больших объе-
мов водных суспензий, способы восстановления приемистости сква-
жин, возможность регулирования степени снижения коэффициента
проницаемости породы и т.д.
Из осадкообразующих составов широко распространенными в
настоящее время считаются силикатно-щелочные составы (СЩС),
щелочно-полимерныс растворы (ЩПР), закачка аммиачной воды
мстил целлюлозы, основанные на взаимодействии с пластовой водой
с образованием нерастворимого осадка.
Для внутрипластового осадкообразования необходимо взаимодей-
ствие силикатов щелочного металла с солью двухвалентного метал-
ла и едкого натра или кальцинированной соды с солями поливалент-
ных металлов.
Технология основана на применении щслочно-силикатного завод-
нения в попеременной закачке оторочек раствора силиката щелоч-
ного металла и раствора соли двухвалентного металла, разделенных
оторочкой пресной воды. В качестве силиката щелочного металла
может использоваться ортосиликат, мстасиликат и пентогидрат си-
ликата натрия и калия, которые при взаимодействии с хлоридом каль-
ция образуют гелеобразный осадок. Растворы этих силикатов при кон-
центрации их в растворе около 1% имеют значение pH, близкое к 13.
Вторая технология предусматривает последовательную закачку
оторочек растворов щелочи и поливалентного железа. В результате
взаимодействия щелочи с солями поливалентных катионов при кон-
такте оторочек образуется объемистый малорастворимый осадок гид-
109
роокисей поливалентных катионов. Однако управление процессами
осадкообразования в пластовых условиях путем закачки гидрооки-
сей щелочных металлов является достаточно сложной задачей.
Для условий Западной Сибири на месторождениях Шаимского
района щелочное заводнение было одним из первых методов физи-
ко-химического воздействия на пласт. Способ воздействия на ука-
занных объектах применялся с 1976 года. Заслуживают внимания
все результаты, полученные в ходе обширного промыслового экспе-
римента. Здесь испытаны две модификации технологии нагнетания
в пласт слабоконцентрированных растворов щелочи, которые пока-
зали незначительную эффективность метода (53).
Первый промысловый эксперимент по нагнетанию концентриро-
ванного раствора щелочи проведен в 1985 году на Трсхозерном мес-
торождении, где в две нагнетательные скважины была закачана ото-
рочка 10-процентного раствора щелочи размером 0,14% от объема
пор участка. По отдельным добываемым скважинам через 4-5 меся-
цев отмечалось снижение обводненности добываемой продукции.
Так, обводненность на начало эксперимента составляла 55-90%, в
дальнейшем снизилась до 40-50%, и только к концу 1990 года увели-
чилась до 70-80% (53). Такое резкое снижение обводненности добы-
ваемой продукции можно объяснить изменением охвата пласта воз-
действием по толщине за счет закупорки водопромытых зон пласта
и подключением в работу ранее не охваченных заводнением пропла-
стков.
Аналогичные результаты получены на Толуомском месторожде-
нии. Хотя характеристики пласта заметно хуже: большая расчленен-
ность, меньшая проницаемость и продуктивность. Объем закачан-
ной оторочки составил 0,3% от объема пор пласта, участок на нача-
ло эксперимента был обводнен на 40-50%, после закачки раствора
щелочи обводненность снизилась до 20-30%. Дополнительная добы-
ча нефти составила 35,8 тыс. т, или 42,4 т на тонну израсходованно-
го реагента. Полученные положительные результаты промыслового
эксперимента свидетельствуют, что технология эффективна для сред-
не- и низкопроницаемых пластов небольшой толщины, до 10 м (53).
Промысловые испытания метода воздействия для объектов, пред-
110
ставленных значительной толщиной пласта, равной 15 м и более,
таких как Северо-Мартымьинской залежи и Мартымья-Тетеревской
залежи, не показали низкую эффективность его применения.
В целом крупномасштабный промысловый эксперимент, прово-
димый по закачке щелочных растворов на месторождениях Шаимс-
кого района, показал высокую технологическую эффективность для
относительно тонких пластов с невысокой степенью расчлененнос-
ти и низкую при высокой послойной неоднородности и толщине пла-
стов. Для последних объектов могут быть рекомендованы более эф-
фективные водоизолирующис составы, например, гелевые системы.
Широко применялся 1-процснтный щелочный раствор на четы-
рех месторождениях Пермской области (ШагиртскоТожанском,
Падунском, Опаликинском и Березовском), начиная с 1978 года.
Промышленное внедрение осуществлено с 1983 года на 4 опытных
участках с 13 нагнетательными и 72 добывающими скважинами.
Дополнительная добыча нефти по всем участкам составила 662,4 тыс.
т. Прирост нефтеотдачи составил 5,6%. По первому участку при-
рост коэффициента нефтеизвлечения составил 25,4%, на котором
создана наибольшая оторочка размером одного объема пор пласта
(53).
Опыты по изменению смачиваемости показывают, что 1-процен-
тный раствор щелочи повышает гидрофильность терригенных пород
и нс меняет смачиваемость в известняках. Показано, что расход ще-
лочи и количество осадка увеличивается при повышении минерализа-
ции воды и концентрации щелочи. При минерализации воды 265 г/л
образуется максимальное количество осадка - 19 г/л, расход щелочи
составляет 2,5 мг/г породы. Нефтсвытссняющис свойства растворов
щелочи были оценены с использованием центрифуги. Последователь-
ная закачка растворов увеличивает коэффициент вытеснения на 2,5-
4%.
Технология регулирования проницаемости водопроводящих ка-
налов пласта силикатно-щелочными растворами (СЩР) внедрялась
в нескольких модификациях. Основная модификация включает за-
качку разделительных оторочек пресной воды и раствора (смеси гид-
роокиси натрия, жидкого стекла, полиакриламида).
111
Закачку оторочек повторяют периодически через 1-3 года в ос-
новном в течение 10-15 лет. Оторочки нефтевытесняющих агентов
закачивают в следующей последовательности: сточная минерализо-
ванная вода, нагнетаемая для вытеснения нефти, разделительная ото-
рочка пресной воды, оторочка раствора гидроокиси натрия. Однако
рассматриваемая технология направлена лишь на регулирование
проницаемости пласта и нс может эффективно блокировать избира-
тельно обводненные зоны пласта, что возможно лишь в случаях за-
качки больших объемов оторочки.
Подавляющее большинство способов увеличения нефтеотдачи
применимо лишь для первичного вытеснения нефти на начальных
стадиях разработки залежей. Поздние стадии практически нс обес-
печены эффективными способами увеличения полноты выработки
запасов нефти.
Проблема охвата пласта воздействием остается нерешенной даже
при использовании таких маловязких высокоэффективных нефтсвы-
тесняющих агентов, как растворители нефти; газ, газообразные ото-
рочки, углекислоты и др. Из-за неоднородности коллекторов и не-
благоприятного соотношения вязкостей жидкостей в пласте раство-
рители продвигаются по наиболее проницаемым пропласткам и преж-
девременно прорываются в добывающие скважины.
Анализ результатов исследований эффективности применения ме-
тодов увеличения нефтеотдачи с применением ПАВ, полимеров, три-
натрийфосфата, концентрированной серной кислоты в сравнительно
одинаковых условиях различных месторождений показывает, что наи-
более высокие результаты достигаются при использовании химреаген-
тов, которые наряду с улучшением нефтевытсснения за счет отмыва
нефти обеспечивают увеличение охвата пласта воздействием.
По нашему мнению, одним из достаточно удачных решений зада-
чи ограничения движения пластовых вод в промытых пропластках
неоднородного пласта является метод закачки в обводненные про-
пластки полидиспсрсных систем (ПДС), предложенный доктором
технических наук А. Ш. Газизовым (81). Основными компонентами
этой системы являются ионогенные полимеры с флокулирующими
свойствами и дисперсные частицы глины. Путем выбора концентра-
112
ции полимера и глины в глинистой суспензии создаются условия для
полного связывания полимера (флокуляции), в результате чего об-
разуются глинополимерные комплексы с новыми физическими свой-
ствами, устойчивыми к размыву потоком. Коллоидные частицы глин
под влиянием броуновского движения стремятся равномерно рас-
пределяться по объему жидкости. Для осаждения этих частиц необ-
ходимо их укрупнение под влиянием кинетической энергии или же
уменьшения ^-потенциала у коллоидных частиц. Величина его не
постоянна, она изменяется в зависимости от pH среды, температу-
ры, химического состава и степени дисперсности глинистых частиц.
Одним из путей снижения ^-потенциала является добавление в воду
полимера. Закономерности флокуляции в жидких дисперсных сис-
темах, изложенные в трудах С. С. Воюцкого, Ю. И. Вайнера,
Д. Н. Минца, К. С. Ахмедова, А. Ш. Газизова и других, показывают,
что оптимальная концентрация полимера, обеспечивающая образо-
вание наиболее крупных хлопьев и быструю седиментацию, обратно
пропорциональна квадрату радиуса частиц. Существенное влияние
на расход полимера могут оказать минерализация пластовой воды и
температура среды.
По созданию технологий увеличения нефтеотдачи пластов на ос-
нове использования ПДС большой комплекс теоретических, лабо-
раторных и промысловых исследований выполнен под руководством
А. Ш. Газизова (81). Испытания технологий увеличения нефтеотда-
чи на основе использования ПДС на реальных нефтяных месторож-
дениях, представленных неоднородными коллекторами, показали
высокую эффективность.
Механизм взаимодействия полимера с породами и дисперсными
частицами в пластовых условиях при закачке ПДС заключается в
следующем. Движущийся впереди суспензии полимерный раствор
модифицирует поверхность породы вследствие адсорбции и меха-
нического удержания макромолекул полимера, снижая тем самым
концентрацию раствора. Частицы глины и пород пласта, поступаю-
щие в виде суспензии, вступают во взаимодействие с макромолеку-
лами полимера, адсорбированными на породе и находящимися во
взвешенном состоянии. При этом с одной стороны ограничивается
113
проникновение частиц глины в мелкие поры, а с другой - происходит
прочное удержание дисперсных частиц во взвешенном состоянии,
способствующем флокуляции. Наличие свободных сегментов мак-
ромолекул после первичной адсорбции обеспечивает прочную связь
дисперсных частиц, образующихся полимердиспсрсных агрегатов с
поверхностью пород, создавая тем самым объемную, устойчивую в
динамическом потоке массу.
Оптимальная концентрация полимерного раствора для терриген-
ных пород, обеспечивающая создание НДС, по результатам иссле-
дований А. Ш. Газизова, составляет 0,05-0,08% масс. В результате
образования ПДС в высокопроницаемом обводненном пропластке
происходит уменьшение подвижности жидкости, и закачиваемая вода
вынуждена двигаться по менее проницаемым прослоям, более эф-
фективно вытесняя остаточную нефть. Эксперименты показывают,
что подвижность воды после обработки полимердисперсной систе-
мы снижается в 2-4 раза по сравнению с закачкой только раствора
полимера или глинистой суспензии, остаточный фактор сопротив-
ления увеличивается с повышением коэффициента проницаемости
породы. Это является одним из важных факторов, способствующих
получению высокого эффекта.
4.3. Методы повышения нефтеотдачи пластов на основе
использования гелеобразующих композиций химреагентов
Мировой и отечественный опыт показывает, что для выравнива-
ния профиля приемистости водонагнетательных скважин и ограни-
чения движения вод в высокопроницаемых и хорошо промытых пла-
стах эффективны гелеобразующие водоизолирующие составы на ос-
нове низкоконцентрированных водных растворов различных хими-
ческих продуктов. Они способны избирательно фильтроваться в об-
водненные интервалы высокопроницаемых пластов, промытые во-
дой участки, создавая искусственные экраны, противостоящие дви-
жению закачиваемых вод. Гелевые композиции могут быть закачаны
и в добывающие скважины для образования барьеров на пути филь-
трации воды и ограничения добычи попутной воды.
114
Радиусы создаваемых экранов и барьеров зависят от удельных
объемов закачиваемых водных растворов гелеобразующих реаген-
тов на единицу толщины пласта, а также технологии их нагнетания.
Объемы растворов и технологии их закачки необходимо выбирать
на основе тщательного изучения характера неоднородности пластов,
их гидродинамической связи и степени промывки отдельных прослоев
и т.д.
В России и за рубежом уже применялись или находятся на стадии
промышленных испытаний множество технологий увеличения неф-
теотдачи пластов, основанных на использовании гслеобразующих
составов, рекомендованных разными авторами. Первые результаты
этих экспериментов показывают на перспективность применения
гелеобразующих систем на поздней стадии разработки нефтяных
месторождений с целью улучшения выработки остаточных запасов
нефти.
В связи с этим рассмотрим некоторые положения теории гелеоб-
разования при взаимодействии химических реагентов, представляю-
щих интерес с точки зрения возможности использования их в техно-
логиях увеличения нефтеотдачи пластов.
Механизм гелеобразования заключается в следующем. В приза-
бойную зону пласта закачивают водные растворы композиций геле-
образующих химических продуктов и реагентов, которые в течение
некоторого времени формируют в поровом пространстве призабой-
ной зоны пласта (ПЗП) водоизолирующую массу, селективно обра-
зующуюся в объеме, занятом водой. Процесс протекает при нали-
чии двух компонентов: основного компонента (водоизолирующий хи-
мический продукт) и вспомогательного реагента.
Говоря о механизме гелеобразования следует уточнить само
понятие гелей. Гели происходят от латинского слова gelo (засты-
ваю). Это, как правило, системы с жидкой или газообразной дис-
персной средой и образуемой частицами дисперсной фазы про-
странственной структурой (сеткой). Такая сетка придает гелям
механические свойства твердых тел. Типичные гели обладают
пластичностью, некоторой эластичностью и также тиксотропны-
ми свойствами, то есть способностью обратимо во времени вос-
115
станавливать свою пространственную структуру после ее меха-
нического разрушения.
Гели образуются из золей при их коагуляции в случаях развития
пространственной сетки в результате молекулярного сцепления ча-
стиц дисперсной фазы.
В предельном случае гели образуются в результате коагуляции
золей без расслоения, с отверждением первоначально жидкой сис-
темы в целом (гелеобразование, как развитие коагуляционной струк-
туры). Гели возникают в результате весьма рыхлой коагуляции по
относительно малому числу коагуляционных центров на поверхнос-
ти частиц дисперсной фазы, например, по углам и ребрам частиц
вытянутой формы, особенно склонных к гелеобразованию. При этом
остальная часть поверхности частиц стабилизирована сольватными
слоями среды. Именно поэтому типичные гели образуются уже при
очень малом содержании дисперсной фазы. При коагуляции лиофоб-
ных золей образуются осадки агрегатов частиц. В случае более лио-
фильных дисперсных фаз при этом возникают студенистые осадки
(коагели). Если золь или коллоидная суспензия являются достаточ-
но лиофильными, то образуется типичный гель, называемый лиоге-
лем, при этом не происходит разделение фаз с появлением осадка, и
вся дисперсионная жидкая среда удерживается механически в ячей-
ках коагуляционной структуры. Частицы дисперсной фазы в гелях,
как и в золях, могут быть кристалликами ультрамикроскопических
или микроскопических размеров. В последнем случае гели, образу-
емые, например, в суспензиях, называются псевдогелями. Переход
золь-гель не является фазовым превращением, при этом не происхо-
дит разделение фаз с появлением осадка, он не сопровождается за-
метным тепловым эффектом, так как сцепление частиц при образо-
вании гелей происходит по весьма малым участкам поверхности и
даже на этих участках уменьшение поверхностей энергии мало. Ча-
стицы слабо связываются через остаточные тонкие прослойки жид-
кой среды, что и является причиной таксотропии, пластичности и
сравнительно малой прочности структуры геля. Количество диспер-
сионной среды, прочно связанной поверхностью частиц дисперсной
фазы, практически не изменяется при переходе золь-гель и вся жид-
116
кость, то есть отвержденная в структуре геля, является свободной и
удерживается механически в ячейках коагуляционной структуры.
Силы, связывающие частицы дисперсной фазы в структуре гелей
при достаточной рыхлости структуры, ес малой прочности, могут
вызывать постепенное уплотнение геля, что приводит к выделению
жидкости из геля, уменьшающегося в объеме. Этот процесс и выра-
жается в так называемом “старении” геля - длительном изменении
их свойств со временем.
Одним из эффективных методов воздействия для глубокой обра-
ботки пласта, испытанный и внедренный на обводненных нефтяных
залежах, является процесс селективной изоляции водопроводящих
каналов водоизолирующими составами на основе силиката натрия.
В основе технологии применения силикатных составов лежит его
способность взаимодействовать с ионами поливалентных металлов
или другими агентами с образованием водонерастворимых осадков
CaSiO3, MgSiO3, Mg(OH)2, Са(ОН)2 или гелеобразных систем.
Осадки солей кремниевой кислоты являются коллоидами, они спо-
собны снижать проницаемость среды в 4-10 раз. Осадки гидроокиси
магния и кальция снижают проницаемость в меньшей степени в 1,5-
2 раза. Гели кремниевой кислоты обладают малой механической проч-
ностью на сжатие и характеризуются некоторым начальным напря-’
жением сдвига. Эффект частичной изоляции воды достигается вслед-
ствие наличия у геля начального сдвига, но из-за его малого значе-
ния тампонирующий экран быстро разрушается и вытесняется.
Механическая прочность геля повышается путем введения в си-
ликатные растворы специальных добавок, позволяет сохранить там-
понирующий эффект водоизолирующего слоя в обводненных зонах
при очень большой депрессии (до 20-25 МПа). К таким добавкам
относятся полимеры, при использовании которых образуются меж-
молекулярные связи между стенками пор и поверхностью осадков,
что способствует повышению стабильности слоя и его прочности.
Широкие возможности применения силикатов натрия, алюмоси-
ликатов обусловливаются их свойствами, которые сохраняются даже
при высоком давлении и температуре до 200°С. Это позволило раз-
работать и внедрить с их использованием способы селективного ог-
117
раничения водопритоков из глубокозалегающих высокотемператур-
ных коллекторов. В этих условиях многие полимерные и кремний-
органические составы малоэффективны.
Способностью к образованию объемных гелеобразных стабиль-
ных осадков во времени обладают аммиачно-силикатные растворы с
хлористым кальцием. Хлористый барий при этом дает мелкодиспер-
сный, нестабильный во времени осадок.
С целью повышения стабильности осадков при повышении тем-
пературы до 7О-8О°С исследовались добавки различных водораство-
римых полимеров, обладающих флокулирующей способностью. Из
исследованных полимеров - ПАА, гипана, демана, ВПК-402 наиболь-
шей эффективностью и флокулирующими свойствами обладает ПАА.
В опытах по фильтрации в качестве осадкообразующих реаген-
тов использованы силикатно-полимерные растворы, показавшие в
предварительных исследованиях способность к образованию объем-
ных агрегативно устойчивых осадков. Обнаружено значительное сни-
жение фазовой проницаемости пород для воды (до 30 раз). Измене-
ние фазовой проницаемости для воды связано с образованием “сши-
тых” термостабильных объемных структурированных осадков мо-
лекул силиката натрия и полимера через щелочно-земельный кати-
он соли. Наблюдается и уменьшение остаточной нефтенасыщеннос-
ти за счет выравнивания микронеоднородности пористой среды.
Для месторождений Западной Сибири, характеризующихся вы-
сокой послойной неоднородностью пластов и повышенной темпера-
турой, Л. К. Алтуниной и ее сотрудниками предложен способ увели-
чения охвата пластов воздействием на основе использования неор-
ганических гелей. Способ основан на способности системы “соль
алюминия - карбамид - вода” генерировать непосредственно в плас-
те неорганический гель и СО2.
При реализации рассматриваемого метода используются гслеоб-
разующие композиции “ГАЛКА”, представляющие собой маловяз-
кис растворы с pH = 2,5-3, содержащие соль алюминия, карбамид и
некоторые добавки, улучшающие их технологические параметры.
Они способны растворять карбонатные минералы породы пласта,
снижать набухаемость глин. В пласте за счет его тепловой энергии
118
или энергии закачиваемого теплоносителя карбамид гидролизуется
с образованием аммиака и СО2, что ведет к повышению pH раство-
ра. При pH = 3,8-4,2 происходит мгновенное образование гидрооки-
си алюминия во всем объеме раствора. Это проявляется в скачкооб-
разном возрастании pH и динамического напряжения сдвига гелеоб-
разующего раствора.
Время гелеобразования зависит от температуры и соотношения
компонентов гелеобразующей системы. Растворы солей алюминия
без карбамида гелей не образуют. При изменении температуры на
каждые 10°С время гелеобразования изменяется в 3,5 раза. Энергия
активации гидролиза карбамида в гслсобразующем растворе равна
115 кДж/моль, а при отсутствии соли алюминия достигает 134 кДж/моль,
что указывает на катализ кислотой, образующейся в результате гид-
ролиза соли алюминия. Механизм гелеобразования в системе “соли
алюминия - карбамид - вода” определяется гидролизом карбамида,
который происходит медленнее коагуляционного процесса гелеоб-
разования гидроокиси алюминия.
Исследованы реологические свойства рассматриваемых гелей.
Установлено, что гель гидроокиси алюминия является тиксотропным
псевдопластичсским твердообразным телом коагуляционной струк-
туры.
Исследовано влияние геля гидроокиси алюминия на фильтрацию
пластовых флюидов, выполненное на линейных и насыпных моде-
лях пласта из природных кернов месторождений Западной Сибири.
На основе результатов лабораторных исследований показано, что об-
разование геля в пористой среде снижает коэффициент проницаемо-
сти для воды до 70 раз.
Опытно-промышленные испытания технологий увеличения неф-
теотдачи пластов на основе использования гелеобразующей компо-
зиции “соли алюминия - карбамид - вода” проведены на месторож-
дениях Западной Сибири. Результаты этих работ показали высокую
эффективность способа. Наблюдается снижение обводненности про-
дукции добывающих скважин и увеличение добычи нефти. Допол-
нительная добыча нефти составила 40-60 T на 1 Т закачанных реаген-
тов.
119
Технология увеличения нефтеотдачи
пласта с применением композиций
на основе силиката натрия
5.1. Сущность метода и механизм процесса
В первом разделе было показано, что полноту извлечения нефти
из нефтяной залежи в реальных условиях можно охарактеризовать
произведением двух параметров: коэффициента вытеснения нефти
вытесняющим агентом и коэффициента охвата пласта воздействи-
ем. Поэтому при решении проблемы увеличения нефтеотдачи поис-
ки ведутся в двух направлениях: по увеличению степени промывки
пласта, то есть коэффициента вытеснения, и по обеспечению более
полного охвата разрабатываемого пласта воздействием.
Следует отметить, что большая часть современных технологий
увеличения нефтеотдачи пластов направлена на увеличение коэффи-
циента вытеснения. Более скромны достижения в создании техноло-
гий, обеспечивающих существенное увеличение коэффициента ох-
вата пласта воздействием. Уменьшение охвата пласта воздействием
определяется многими факторами, в том числе: неоднородностью
нефтесодержащего коллектора, различием вязкостей нефти и вытес-
няющих агентов, проявлением аномалий вязкости нефти, геометри-
ческой схемой и плотностью размещения скважин и др. Наиболее
важными факторами, значительно снижающими охват пласта воздей-
ствием при заводнении, являются неоднородность пластов и физи-
ческие свойства нефти.
В реальных условиях в большинстве случаев залежи нефти при-
урочены к нескольким продуктивным пластам, отличающимся эф-
фективной толщиной, коэффициентами проницаемости, пористос-
тью, а также термобарическими условиями, или же монолитные пла-
сты имеют послойную неоднородность. При выборе систем разра-
ботки в один объект объединяются несколько нефтенасыщенных
пластов. В результате процесса заводнения послойно неоднородные
120
пласты, имеющие разные физические характеристики, охватывают-
ся процессом воздействия неодинаково. Пласты или отдельные про-
пластки монолитного пласта, имеющие низкую проницаемость от-
стают в вытеснении нефти. По мере продвижения фронта вытесне-
ния нефти гидравлическое сопротивление высокопроницаемого пла-
ста уменьшается, и после прорыва воды в добывающие скважины
вытесняющая вода, в основном, фильтруется по высокопроницаемо-
му пласту, нс вытесняя нефть по низкопроницаемым пропласткам.
Эффективность процесса разработки нефтяной залежи снижается,
технико-экономические показатели ухудшаются. К моменту проры-
ва воды по высокопроницаемым прослоям в низкопроницаемых пла-
стах остается еще значительное количество остаточной нефти, ко-
торая нс может быть извлечена без применения специальных спосо-
бов воздействия.
В настоящее время достаточно хорошо известно большое коли-
чество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействи-
ем, таких как закачка загущенной полимерами воды, пены, периоди-
ческая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость от-
дельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом про-
пластков, силикатно-щелочные растворы (СЩР), полимердиспсрс-
ные системы (ПДС) (4, 6, 7, 54, 64, 86 и др.).
В качестве методов, избирательно понижающих проницаемость по-
роды, можно использовать периодическую закачку газа (воздуха) или
активных компонентов нефти в процессе заводнения. Весьма простым
и доступным методом выравнивания проницаемостей послойно нео-
днородных пластов может оказаться закачка суспензии гашеной извес-
ти. Циклическое заводнение, увеличение давления закачки агентов для
поддержания пластового давления, применение тепловых методов воз-
действия на залежи высоковязких нефтей также позволяют регулиро-
вать степень охвата пласта воздействием. В то же время ряд методов
одновременно улучшает и степень промывки пласта и увеличивает ко-
эффициент вытеснения нефти из пористой среды.
Некоторые из перечисленных методов увеличения коэффициен-
та охвата, например, периодическая закачка воздуха, нефти, а также
закачка загустителей для воды известны давно. Методы закачки пены,
121
СЩР, ПДС, гелеобразователсй появились недавно и проходят про-
мысловые испытания.
В настоящем разделе рассматривается технология увеличения
нефтеотдачи неоднородного пласта на основе использования сили-
ката натрия и соляной кислоты.
В результате взаимодействия кремневокислого натрия (жидкого
стекла) с соляной кислотой образуется гель кремниевой кислоты по
схеме
NaSiO, + 2НС1 = H2SiO3 + 2NaCl.
Для полного или частичного закупоривания водонасыщенных плас-
тов в скважинах необходимо, чтобы кремниевая кислота отвечала оп-
ределенным требованиям, а именно, нужно, чтобы время начала его
схватывания было достаточным для того, чтобы его можно было ввес-
ти в пласт, нс опасаясь преждевременного схватывания смеси в труб-
ках. С другой стороны, после введения смеси в поровое пространство
время начала схватывания не должно быть очень большим.
Перспективность использования гслеобразующих растворов
(ГОР) на основе силиката натрия для проведения изоляционных ра-
бот обусловлена технологичностью приготовления раствора и закач-
ки его в пласт, достаточно низкой стоимостью реагентов и их нсток-
сичностью, высокой прочностью образующегося геля и т.д. При вза-
имодействии силиката натрия с кислыми агентами образуется золь
кремниевой кислоты, переходящий со временем в вязкоупругий гель,
который служит водоизолирующим материалом в промытых высо-
копроницаемых зонах пласта. Изолирующая способность силикат-
ного геля определяется его механическими и реологическими свой-
ствами, зависящими от многих факторов.
Для эффективной обработки нагнетательных и добывающих сква-
жин физико-химические и фильтрационные свойства ГОР должны
соответствовать следующим техническим требованиям:
1) однородность и стабильность ГОР в интервале температур
20-90°С, час - не менее 6;
2) вязкость гслеобразующего раствора при 25°С, мПа. с - 1,0-10,0;
3) состав воды для приготовлении ГОР - пресная или минерали-
зованная вода;
122
4) время начала гелеобразования
при 20-40°С, чае - не менее 12;
при 70-90°С, чае - не менее 6;
5) образование геля во веем объеме и етабильноеть в течение
месяцев - не менее 6;
6) прочность (напряжение разрушения) геля 0, Па - не менее 20;
7) минимальный градиент давления разрушения геля, МПа/м - не
менее 0,3.
5.2 Экспериментальные исследования гелеобразующих
композиций на основе силиката натрия
Методики исследований
Для проектирования промысловых экспериментов по применению
технологий ограничения добычи воды и увеличения нефтеотдачи необ-
ходимо проводить лабораторные исследования свойств гелеобразующих
растворов. Эксперименты проводились в лабораторных условиях с при-
менением следующих методик оценки их физико-химических свойств:
1) определение времени начала гелеобразования силикатного раствора;
2) определение вязкостных свойств ГОР;
3) определение реологических свойств гелей;
4) определение модуля упругости геля.
Вязкость гслеобразующего раствора при температурах 20-8()°С
определялась на ротационном вискозиметре марки “Брукфильд”. Ро-
тационный вискозиметр представляет собой два коаксиальных ци-
линдра, в кольцевой зазор между которыми заливают исследуемую
жидкость. Необходимый рабочий объем жидкости составляет 20 см1.
Внутренний цилиндр приводится во вращение от электродвигателя
с частотой вращения от 0,3 до 60 об/мин. (при этом скорость сдвига
изменяется от 0,36 до 73,4 с '); после прохождения 2-3 оборотов ци-
линдра устанавливается стационарный режим течения жидкости меж-
ду цилиндрами. Вязкость рассчитывалась умножением относитель-
ных показаний прибора на поправочный коэффициент прибора для
каждой рабочей скорости. Измерение вязкости растворов проводи-
лось при постоянной температуре.
123
Определение времени гелеобразования растворов проводилось по
двум методикам.
По первой, более простой и применимой в промысловых услови-
ях, свежеприготовленный раствор наливается в пробирку с притер-
той пробкой и помещается в термостат с заданной температурой.
Для композиций, имеющих небольшое время начала гелеобразова-
ния (высокая концентрация кислых агентов в составе композиции) и
при повышенных температурах, растекание раствора в пробирке
проверяется через каждые 5 минут. Для ГОР с увеличенным време-
нем начала гелеобразования промежутки между наблюдениями воз-
растают до 10-20 минут. Если раствор нс растекается при изменении
наклона пробирки, значит образовался гель, и это считается време-
нем начала гелеобразования tr Определение времени начала образо-
вания геля для каждой системы проводится несколько раз и рассчи-
тывается среднее значение.
По второй методике приготовленный силикатный раствор зали-
вается в измерительную ячейку прибора “Реомат-30”, предваритель-
но нагретую до заданной температуры. Затем включается прибор.
Время начала гелеобразования измеряется от начала загрузки раство-
ра в прибор до момента начала процесса образования геля, который
фиксируется по достижению минимальной прочности (0,2 Па) сис-
темы при постоянной минимальной (0,0615 с1) скорости сдвига.
Гелеобразные системы являются коллоидными системами и ха-
рактеризуются определенными реологическими свойствами: вязко-
стью гелеобразующего раствора, предельным напряжением разру-
шения (прочностью) образовавшегося из него геля 9п и модулем уп-
ругости геля G.
Предельное напряжение разрушения (прочность) образовавше-
гося геля определялось на приборе “Реомат-30” при минималь-
ной (0,0615 с ') скорости сдвига. Измерения проводились при тем-
пературе от 20 до 95°С. Методика измерения прочности геля на
приборе “Реомат-30” аналогична методике измерения вязкости
гелеобразующих растворов на ротационном вискозиметре.
Модуль упругости геля измерялся как в процессе его образова-
ния, так и после упрочнения его структуры по методике, разрабо-
124
тайной в лаборатории физики полимеров Института элементоорга-
нических соединений АН СССР. Принцип измерения основан на за-
висимости глубины погружения шарика в гель под действием нагруз-
ки, представленной формулой:
3 F
g~76 fTmi’77’ (51)
где G - модуль упругости геля, Па; F - прилагаемая нагрузка, г;
R - радиус шарика, см; h - глубина погружения шарика, см.
Результаты исследования состава и свойств гелеобразующих
композиций
При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами выде-
ляется кремниевая кислота, образующая золь, переходящий со вре-
менем в гель, который может служить водоизолирующим материа-
лом в промытых высокопроницаемых зонах пласта. Время начала
гелеобразования и изолирующая способность силикатного геля оп-
ределяются его механическими и реологическими свойствами, кото-
рые зависят как от состава композиции (природы и концентрации
компонентов гелеобразующего раствора), так и от внешних условий
(пластовой температуры, температуры на устье скважины, минера-
лизации и состава как пластовой воды, так и воды, на которой гото-
вится раствор, минералогического состава породы коллектора и т.д.).
Для эффективной изоляции высокопроницаемых зон пласта геле-
образующий раствор должен характеризоваться определенными свой-
ствами: однородностью, незначительной вязкостью и оптимальным
временем начала гелеобразования, достаточным для осуществления
закачки необходимого объема раствора в пласт. Образовавшийся в
пласте силикатный гель должен сохранять стабильность во времени
и обладать высокой прочностью, выдерживающей значительный гра-
диент давления.
В технологиях ограничения водопритоков и заколонных перето-
ков в скважинах следует применять базовый гелеобразующий раствор
следующего состава (% масс, по основному веществу):
1) силикат натрия (жидкое стекло) - 6%;
125
2) соляная кислота - 0,6%;
3) пресная вода - остальное.
Тем не менее для каждой партии химреагентов, с одной стороны,
и для разных температурных условий призабойных зон скважин, а
также состава и концентраций пластовых вод, с другой стороны, в
лабораторных условиях уточняют состав гелеобразующей компози-
ции, время начала гелеобразования и прочность силикатного геля.
Для приготовления силикатного гелеобразующего раствора в ла-
бораторных условиях был использован стандартный водный раствор
силиката натрия, различные кислотные агенты и пресная вода.
Стандартный водный раствор силиката натрия имеет следующие
характеристики:
1) концентрация силиката натрия, % масс.
(определялась методом выпаривания) - 45,5;
2) плотность при 25°С, кг/м1 - 1455;
3) вязкость при 25°С, мПа.с - 7-10;
4) модуль жидкого стекла (определяется титрованием) - 3,16;
5) pH раствора - 9-10.
В качестве кислых агентов в экспериментах использовались вод-
ные растворы НС1 с концентрацией от 0,3 до 1,0% и пластовые воды
различной минерализации и компонентного состава. В основном
исследования проводились с композициями, содержащими в своем
составе до 6% силиката натрия. Это оптимальная концентрация жид-
кого стекла, при которой достигается относительно высокая проч-
ность силикатного геля при достаточно длительном времени его об-
разования. Исследования проводились при температуре 20-90°С.
С целью получения прочного силикатного геля с длительным вре-
менем начала гелеобразования проводились исследования по изуче-
нию влияния концентрации НС1 в гслеобразующем растворе на рео-
логические свойства получаемого геля. На рис. 5.1 представлены
зависимости прочности (предельного напряжения разрушения) геля
и времени его гелеобразования от концентрации соляной кислоты
(НС1) в 6-процентном водном растворе силиката натрия при темпе-
ратуре 70°С. Как видно из рисунка, при увеличении содержания кис-
лоты в растворе прочность силикатного геля увеличивается, а время
126
начала гелеобразования уменьшается, поэтому для получения дос-
таточно прочных гелей с большим временем гелеобразования необ-
ходимо выбирать оптимальную концентрацию НС1. При малых кон-
центрациях НС1 в растворах силикатный гель получается рыхлым,
неэластичным, теряющим при повышенных температурах и со вре-
менем прочность и стабильность.
Рис. 5.1. Зависимость времени начала гелеобразования t и прочности
геля от концентрации соляной кислоты при 7О"С:
I - время гелеобразования; 2 - прочность геля
Исследования процесса образования силикатного геля проводи-
лись в интервале температур 40-80°С. На рис. 5.2 представлена за-
висимость времени начала гелеобразования 6-процентного раство-
ра силиката натрия от концентрации НС1 при температурах 40, 50,
60, 70 и 80°С. Как видно из рисунка, с увеличением температуры и
концентрации НС1 в системе время начала гелеобразования сили-
катного раствора уменьшается. При этом следует отмстить, что при
повышенных температурах требуется значительно меньшее количе-
ство кислоты для получения гелей, характеризующихся длительным
временем загеливания (более 6 часов). Например, для получения
силикатного геля через б часов после приготовления в гслсобразую-
щий раствор, закачиваемый в пласт с температурой 80°С, необходи-
127
мо добавлять 0,5% НС1, с температурой 70°С - 0,56% НС1, а с темпе-
ратурой 40°С - 0,74%. Таким образом, для получения при повышенных
температурах рабочих композиций с большими временами гелеобра-
зования необходимо уменьшать концентрацию НС1 в системе.
Рис. 5.2. Зависимость времени начали гелеобразования tr от концен-
трации НС1 при различных температурах, "С: 1 - 80; 2 - 70; 3 - 60;
4 - 50; 5 - 40
Исследования показали, что с увеличением температуры проч-
ность силикатного геля возрастает, при этом чем меньше концент-
рация НС1 в растворе, тем большее влияние оказывает температура
на прочность гелей. Например, при концентрации НС1, равной 0,55%,
прочность силикатного геля с повышением температуры на 10°С (с
70 до 80°С) возрастает почти в 10 раз (с 2,5 до 22,0 Па), тогда как
при концентрации НС1, равной 0,7%, прочность геля возрастает в
1,5 раза (с 30 до 45 Па). Таким образом, при обосновании объемов
закачки и времени обработки скважин необходимо учитывать плас-
товую температуру на забое скважин и, в зависимости от нее, кор-
ректировать состав гелеобразующего раствора, то есть подбирать
оптимальные концентрации компонентов в растворе.
128
Для приготовления гелеобразующего раствора в промысловых
условиях может быть использована как пресная вода, так и подто-
варная из системы ППД. Состав подтоварной воды может изменять-
ся. В связи с этим проводились исследования по изучению влияния
минерализации и состава воды на процесс образования и свойства
силикатного геля. В качестве минерализованной воды использова-
лась модель подтоварной воды с общей концентрацией солей 14 г/л,
в том числе 13,18 г/л хлористого натрия, 0,32 г/л хлористого магния
и 0,50 г/л хлористого кальция, которая разбавлялась пресной водой
до нужной концентрации. Исследования проводились с композици-
ей: 6% силиката натрия, 0,6% НС1 и остальное минерализованная
вода или раствор электролита, содержащий один из катионов: Са2+,
А13+ или Fe,+.
С увеличением концентрации солей в воде, на которой готовится
силикатный раствор, до 14 г/л время начала гелеобразования умень-
шается приблизительно в 5-10 раз. Прочность образующегося геля
от минерализации пластовой воды изменяется следующим образом.
При увеличении концентрации солей в воде до 5-6 г/л прочность
образующегося геля возрастает почти в 3 раза по сравнению с проч-
ностью геля, приготовленного на пресной воде. Дальнейшее повы-
шение минерализации воды приводит к снижению прочности сили-
катного геля и при концентрации 14 г/л она равна прочности геля на
пресной воде. Это, по-видимому, связано с малым временем начала
гелеобразования такой системы, когда она не успевает полностью
загелиться за такой короткий промежуток времени и образуется хруп-
кая структура, которая разрушается даже при малых скоростях де-
формации.
Таким образом, в результате исследований было обнаружено, что
при использовании для приготовления гелсобразующих растворов
минерализованной воды из системы ППД значительно уменьшается
время начала гелеобразования силикатного раствора, поэтому необ-
ходимо перед приготовлением раствора разбавлять минерализован-
ную поду пресной до плотности 1000 кг/м3 и уточнять состав ГОР,
который при невозможности уточнения лучше готовить на пресной
воде.
129
Чтобы увеличить время гелеобразования и в то же время сохра-
нить достаточно высокую прочность геля, получаемого из силикат-
ного раствора на основе 6-процентного силиката натрия, 0,6-процен-
тной соляной кислоты и минерализованной воды с концентрацией
солей 14 г/л, уменьшали концентрацию НС1 в растворе.
В основном исследовались гслеобразующис растворы с концент-
рацией жидкого стекла 6%, обоснование данной концентрации сле-
дует из рис. 5.3, на котором представлены зависимости времени на-
чала гелеобразования и прочности силикатного геля от концентра-
ции жидкого стекла в системе, содержащей 0,6% НС1, при темпера-
туре 70°С. В исследуемом интервале концентраций силиката натрия
в растворе максимальное время начала гелеобразования ГОР наблю-
дается при концентрации жидкого стекла 3%, при этом прочность
геля составляет 180 Па. С увеличением концентрации силиката на-
трия в растворе до 6% время начала гелеобразования и прочность
геля уменьшаются. Однако на основании результатов лабораторных
исследований и предварительных промысловых испытаний техноло-
гии ограничения водопритоков с использованием гелей было реше-
но, что применение гслсобразующих композиций на основе 6-про-
центного силиката натрия является наиболее оптимальным.
Рис. 5.3. Зависимость времени начала гелеобразования 1Г и прочности
геля (6% Na^SiO, (),6%>НС1, вода) от минерализации воды при темпе-
ратуре SOf'C: 1 - время начала гелеобразования, 2 - прочность геля
130
5.3. Подготовка к проведению промыслового эксперимента
на Арланском месторождении
На основе лабораторных экспериментов показано, что при закач-
ке в пласт слабоконцентрированных водных растворов жидкого стек-
ла и соляной кислоты представляется возможным за счет избира-
тельной фильтрации гелеобразующего состава в высокопроницаемые
прослои неоднородного пласта существенно ограничить движение
воды по промытым пропласткам. Это, в свою очередь, приводит к
перераспределению закачиваемой воды по толщине пласта и подклю-
чению в работу относительно низкопроницаемых прослоев, харак-
теризующихся более высокой нефтснасыщснностью.
В условиях разработки Арланского месторождения при водона-
порном режиме неизбежным и естественным является обводнение
добывающих скважин и продуктивных пластов. На темп роста об-
воднения продукции скважин влияет повышенная вязкость и прояв-
ление структурно-механических свойств пластовых нефтей (16, 17,
35 и др.). Текущая обводненность добываемой жидкости на место-
рождении на начало промысловых экспериментов составила: на Ар-
ланской площади - 96,2% и по Николо-Березовской площади - 93,7%.
Происходит быстрое обводнение добывающих скважин. На эту же
дату более 82% фонда скважин Арланской площади работало с об-
водненностью от 50 до 90%. Примерно такая же картина наблюдает-
ся и по Николо-Березовской площади.
Следует отметить, что многопластовость, сложность пост роения
основных продуктивных пластов, изменчивость коллекторских свойств,
неравномерная обводненность пластов, низкий охват воздействием при
обычном заводнении и ожидаемая относительно низкая нефтеотдача
характеризуют Арланское месторождение как один из перспективных
объектов для применения рассматриваемой технологии.
Выбор опытных участков и скважин для закачки гелеобразующих
составов на основе использования жидкого стекла и соляной кисло-
ты должен основываться на результатах комплексного анализа гео-
лого-физической характеристики и особенностей строения пласта,
состояния выработки, особенностей литологической и гидродинами-
131
ческой связи между пластами и скважинами. Такой анализ требует
выполнения следующих работ.
1. По карте разработки объекта следует найти более или менее
гидродинамически обособленные участки, состоящие из одной или
нескольких нагнетательных и окружающих их добывающих скважин.
Эти скважины в дальнейшем будут именоваться реагирующими.
Количество добывающих скважин, расположенных по разным направ-
лениям от нагнетательной скважины, должно быть достаточным.
Приемистость нагнетательных скважин должна быть не менее
200 м’/сут. На предварительном этапе таких очагов или участков вы-
бирается несколько, так как некоторые из них по различным крите-
риям будут отброшены. Следует отметить, что при массовом при-
менении технологии наличие гидродинамической обособленности
опытного участка не является обязательным.
2. В масштабе карты разработки строится схема расположения
скважино-точек выбираемого опытного участка. На схему наносят-
ся водонагнетательныс и добывающие скважины до третьего ряда
включительно.
3. На схеме расположения скважиноточек выбираемого опытно-
го участка проводятся границы распространения коллекторов по каж-
дому пласту (пропластку), выделяемому в данном объекте разработ-
ки. Здесь используются зональные карты, построенные в том же мас-
штабе, что и карта разработки. Если на зональных картах отмечают-
ся литологические особенности изменения коллектора, то они пере-
носятся и на схему. Зоны распространения коллекторов по отдель-
ным пластам обозначаются разными цветами.
4. Рядом с номером скважины отмечаются индексы (условные
обозначения) пластов, перфорированных в данной скважине, ука-
зывается толщина пласта. По этим данным и по другим имеющимся
сведениям изучается возможность и наличие литологической связи
между соседними пластами и пропластками, между нагнетательной
и добывающей скважинами. Устанавливается наличие гидродинами-
ческой связи между скважинами по каждому пласту (пропластку).
По возможности на схеме необходимо указать литологические окна
между пластами, границы выклинивания пластов, зоны тектоничес-
132
кого экранирования и др. На основе использования перечисленных
сведений следует показать, какие номера добывающих скважин мо-
гут реагировать на изменение условий работы пласта в результате
закачки гелеобразующих составов в нагнетательные скважины.
5. Изучаются результаты геофизических измерений в скважинах,
выполненных как при бурении, так и при последующей эксплуата-
ции скважин, профили приемистости и притока жидкостей, гидроди-
намических исследований на неустановившихся режимах. Обобща-
ются данные исследования кернов, определения нефтенасыщеннос-
ти пород продуктивного пласта, глинистости и др. Если представля-
ется возможным, то сопоставляются профили приемистости и при-
тока, оценивается наличие и степень гидродинамической связи меж-
ду скважинами. Необходимо снять копии профилей приемистости и
притока для дальнейшего использования при изучении эффективно-
сти воздействия на пласт солеобразующими составами.
6. Для удобств анализа гидродинамической обстановки в районе
опытного участка, литолого-фациальной характеристики продуктив-
ных пластов, литологической связанности отдельных пластов и про-
пластков, характера выработанности их с целью наиболее полного
учета при выборе опытного участка и скважины рекомендуется стро-
ить блок-диаграмму. Если представляется возможным, то на основе
косвенных данных на блок-диаграмме следует указать вероятные пути
движения гелеобразующего состава, а также наиболее предполагае-
мые зоны образования геля.
7. Важнейшим фактором, влияющим на эффективность новых
методов увеличения нефтеотдачи пластов, является величина и фор-
ма остаточной нефтенасыщенности пласта. Однако современные
методы промысловых исследований не позволяют достоверно оце-
нить значение остаточной нефтенасыщенности. Поэтому для при-
ближенной оценки этого параметра следует построить карту распре-
деления удельных начальных запасов нефти по скважинам, карту
суммарных отборов нефти с начала разработки, вычислить разницу
между начальными запасами нефти по каждой скважине и суммар-
ными отборами нефти. В результате получим приближенную карти-
ну общего распределения остаточных запасов нефти по зонам распо-
133
ложения скважины. Необходимо отмстить, что эти вычисления ос-
нованы на ряде серьезных допущений. Поэтому они носят прибли-
женный характер. Однако для качественной оценки распределения
остаточных запасов нефти такой информацией следует пользовать-
ся. Карту распределения остаточных запасов нефти по скважинам
строят так же, как и карту суммарных отборов нефти.
8. Необходимо изучить распределение закачиваемой воды по до-
бывающим скважинам путем построения карты суммарных отборов
воды, по результатам такой работы отмстить основные направления
движения воды по пластам или в целом по группе пластов объектов
разработки. Привести описание степени равномерности распреде-
ления закачиваемой воды по добывающим скважинам.
9. Построить графики изменения обводнения продукции добываю-
щих скважин и графики изменения дсбитов скважин во времени (гра-
фики - в координатах “время - дебит по жидкости и обводненность про-
дукции скважины”). Выполнить анализ динамики обводненности сква-
жин с целью определения степени равномерности продвижения воды в
пластах. Естественно, выводы окажутся качественными, однако впол-
не необходимыми для комплсксирования с другими материалами, ха-
рактеризующими динамику обводнения скважин и пластов.
10. Изучить техническое состояние скважины (обсадной колон-
ны) на предмет оценки герметичности обсадной колонны, отсутствия
движения воды по зонам (каналам) негерметичности цементного
камня в вышележащие пласты или наоборот. Для этой цели следует
ознакомиться с эксплуатационной карточкой скважины и произве-
денными записями в ней.
11. После комплексного обобщения перечисленных выше мате-
риалов делается вывод о пригодности анализируемого участка плас-
та для экспериментальной закачки гелеобразующих составов с це-
лью увеличения нефтеотдачи пластов.
12. На основе использования данных эксплуатации скважины стро-
ятся основные характеристики вытеснения нефти, предусмотренные
в “Методическом руководстве по определению технологической
эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотда-
чи пластов”, РД-153-39.1-0.04-96.
134
Рис. 5.4. Опытный участок нагнетательных скважин 7176 и 7179:
I - водонагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины
Рис. 5.5. Опытный участок нагнетательных скважин 895 и 2138:
1 - водонагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины
135
В соответствии с приведенными выше требованиями были выбраны
первоочередные опытные участки и очаговые нагнетательные скважи-
ны для закачки гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла
и соляной кислоты. Опытные участки и очаговые нагнетательные сква-
жины (рис. 5.4 и рис. 5.5) расположены на Арланской и Николо-Бере-
зовских площадях Арланского месторождения. Продуктивными плас-
тами являются, в основном, пласты верхней пачки терригенной толщи
нижнего карбона, сложенные песчаноалевролитовыми породами. Во
всех добывающих и водонагнетатсльных скважинах перфорирован в ос-
новном пласт С1р песчаники которого развиты и выдержаны по толщи-
не по всей площади выбранных участков. Толщина пласта изменяется
от 2,4 до 7,2 м. Среднее значение пористости пород составляет 22%,
коэффициента проницаемости - 0,5 мкм2. Породы коллектора располо-
жены в пределах внутреннего контура нефтеносности и первоначально
полностью насыщены нефтью. Продуктивный пласт Сп расчленен на
три прослоя. Вскрыты в скважинах опытных участков пласты С, и Сж,
имеющие незначительные эффективные толщины.
Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 17,9 мПа.с, а
плотность нефти 873 кг/м’.
Пластовая вода экспериментальных участков высокоминерали-
зованная и относится к хлор-кальциевому типу. Плотность пласто-
вой воды составляет 1180 кг/м’.
Всего на Арланском месторождении за 1993-1996 годы произве-
дена закачка растворов гелеобразующих композиций на основе жид-
кого стекла и соляной кислоты в 14 водонагнетательных скважинах
и охвачена воздействием 71 добывающая скважина (21, 53, 55).
Комплексный анализ геолого-физической характеристики и осо-
бенностей строения пластов, состояния выработки, особенностей
литологической и гидродинамической связи между пластами и сква-
жинами подтвердил правильность выбора опытных участков для за-
качки гелеобразующих составов на основе использования жидкого
стекла и соляной кислоты.
Обобщение показателей разработки выбранных участков и очагов
воздействия показало, что приемистость нагнетательных скважин на-
ходится в пределах 300-600 м’/сут, продукция добывающих скважин об-
136
воднена на 90-96%, дебиты скважин изменяются в пределах 120-310 мУсуг.
на скважину. Продуктивные пласты сильно дренированы: степень из-
влечения начальных балансовых запасов превысила 50%. На этом эта-
пе разработки представляется целесообразным проведение мероприя-
тий по регулированию направлений фильтрационных потоков в плас-
тах, вовлечение в разработку слабодренируемых пропластков и зон
пласта путем ограничения движения закачиваемой воды в высокопро-
ницаемых прослоях. Некоторые сведения о степени выработки запасов
нефти на опытных участках приводятся в табл. 5.1.
Таблица 5.1
Сведения о степени извлечения балансовых запасов нефти на опытных
участках Арланского месторождения
Номера нагнет, скважин (уч-ков) Номера реаги- рующих скважин Пласт Балансовые запасы, т Извлечено нефти, т Коэфф, извлечения начальных запасов
7176 7179 1817, 1818, 6138, 7171, 7172, 7177, 7178, 7707, 7709 с„ 1201719 612877 0,51
784 1790, 6369, 2335 с„ 7632443 427523 0,56
2326 2325, 6276 С„ 425560 207897 0,49
2138 895 74, 898, 1639, 1653, 2145, 2147, 6198. 6199, 6200 с„ 1079263 35441 355441 0,33
6096 1009, 1010, 1162, 1191, 6077, 6216, 7193 С„ 708298 311251 0,44
6837 134, 1191 Сп 640773 317215 0,49
6946 535, 536, 837, 1146 с„ 644627 279390 0,43
1300 1289, 1292, 1299, 1330, 1346 СИ 692347 288398 0,42
137
5.4. Приготовление и закачивание гелеобразующих
композиций на основе жидкого стекла и соляной кислоты
в нагнетательные скважины
Уточняющие лабораторные исследования по выбору оптимальных
концентрации химреагентов с учетом состава и минерализации плас-
товых вод были проведены в ЦНИПРс НГДУ “Арланнефть” (22). Ре-
зультаты опытов показали, что оптимальное массовое содержание си-
ликата натрия составляет 4-6‘Xi. При более высокой концентрации об-
разование геля идет практически мгновенно. В связи с этим в лабора-
торных опытах по выбору оптимальной концентрации содержание жид-
кого стекла изменялось в интервале 6-8% масс. Для промысловых опы-
тов концентрация жидкого стекла оказалась равной 6% масс.
Затем были выполнены лабораторные опыты по изучению про-
цессов гелеобразования при различных концентрациях соляной кис-
лоты в композициях. Интервал изменения концентрации соляной
кислоты в опытах составил от 0,5 до 2% к общей массе раствора
реагентов. Как показали результаты лабораторных исследований в
области низких концентраций, равных 0,4-0,5% масс., гелеобразова-
ние не происходит или выпадает лишь рыхлый осадок. Это обуслов-
лено тем, что ионов водорода нс хватает для связывания силикат-
ионов в кремниевую кислоту. В области концентраций, превышаю-
щих 2% масс., гелеобразование происходит мгновенно. Исходя из
необходимого времени для приготовления и закачки гелсобразую-
щих растворов в пласт требуемое время гелеобразования должно
быть 15-20 часов. С учетом продолжительности гелеобразования и
структурно-механических свойств образующих гелевых масс для
условий Арланского месторождения предел оптимальной массовой
концентрации соляной кислоты составляет 0,8-1,3%, а наиболее при-
емлемой для условий выбранных опытных участков - 1% масс.
Для упрочения структуры геля рекомендовано применение гра-
нулированных полиакриламидов (ПАА), коррозионно неактивных к
металлам, кислороду воздуха и воде, безопасные с точки зрения по-
жаро- и взрывобсзопасности. Полиакриламиды практически не прсд-
ставляют опасности для работающих при приготовлении и закачке
растворов в скважину.
138
В ходе лабораторных опытов инженерами ЦНИПРа НГДУ “Ар-
ланнефть” под руководством академика А. Т. Горбунова и Л. Е. Лен-
ченковой был определен оптимальный состав гслеобразующей ком-
позиции для применения в технологиях увеличения нефтеотдачи:
жидкое стекло - 6% масс., соляная кислота - 1% масс., полиакрила-
мид (ПАА) - 0,06% масс., остальное пресная вода.
Приготовление и закачка в пласт гслсобразующих растворов при
проведении промысловых экспериментов приобретает важное зна-
чение, и поиск оптимальных решений этой задачи является одной из
целей эксперимента. Прежде всего необходимо выдержать оптималь-
ные концентрации химреагентов при приготовлении больших объе-
мов растворов, обеспечить непрерывное закачивание заданных объе-
мов оторочек в течение заданного времени. К сожалению, до сего
времени нет у нефтяников специальных передвижных технических
средств для обеспечения этого важного технологического процесса
при разработке нефтяных месторождений. Использование обычных
технических средств, специально нс предназначенных для этой цели,
в масштабах крупной нефтедобывающей отрасли страны приводит к
огромным неоправданным затратам. Давно назрела необходимость
разработки и организации массового производства специальной мно-
гоцелевой передвижной высоконадежной промысловой химической
лаборатории для оперативного контроля за основными параметра-
ми закачиваемых в скважину большого количества химических реа-
гентов для различных целей.
В условиях наших экспериментов гслсобразующис композиции
представлялось возможным готовить непосредственно у скважины
или на специальной стационарной установке, построенной для за-
качки силикатно-щелочных растворов.
Схема приготовления гслсобразующего раствора непосредствен-
но на скважине и закачки его в водонагнетательную скважину пока-
зана на рис. 5.6.
Схема включает в себя три автоцистерны 4, 8 и 9 соответственно
для соляной кислоты, жидкого стекла и раствора полимера, насос-
ный агрегат 2, водовод пресной воды 5, эжекторы 6 и 7 и промежу-
точную емкость 3.
139
Рис. 5.6. Принципиальная схема обвязки оборудования для закачки
гелеобразующего состава:
1 - насосный агрегат; 2 - скважина; 3 - промежуточная емкость;
4 - автоцистерна с соляной кислотой; 5 - водовод; 6, 7 - эжекторы;
8 - автоцистерна с жидким стеклом; 9 - автоцистерна с полимером
Из источника пресной воды с помощью агрегата вода направля-
ется через два параллельно работающих эжектора в промежуточную
емкость объемом 5 м\ Одновременно подают в первое смеситель-
ное устройство жидкое стекло или жидкое стекло с полимером, а во
второе - соляную кислоту. Полученный раствор направляют в не-
большую промежуточную емкость объемом 5м3 с одновременным
смешиванием и закачкой композиции в скважину.
Для приготовления и закачки гелеобразующего раствора в усло-
виях НГДУ “Арланнефть” может быть использована имеющаяся
стационарная установка, предназначенная для организации закачки
силикатно-щелочных растворов. Был принят следующий порядок
приготовления водного раствора гелеобразующих составов на ста-
ционарной установке:
1) готовят гелеобразующий раствор путем смешивания всех компо-
нентов по схеме, описанной ранее, и заливают его в автоцистерны;
2) приготовленные растворы доставляют на скважину автоцис-
тернами и закачивают в скважину насосными агрегатами.
Сведения по закачке гелеобразующих растворов на основе ЖИД-
КОГО стекла и соляной кислоты в нагнетательные скважины НГДУ
“Арланнефть” приведены в табл. 5.2.
140
Таблица 5.2
Сведения по закачке композиций на основе жидкого стекла и соляной кислоты в нагнетательные скважины
НГДУ “Арланнефть”
Номер нагн. СКВ. Пласт, интервал перфорации,м Толщина пласта, м Приемис- тость, м3/сут. Время закачки Объемы закачки, м’
пресной воды раствора геля пресной воды удельный объем раст- вора на 1 м толщины
7176 С„, 1338,8-1345,2 6,4 600 12.08.93 22,5 72 14,5 11,2
7179 С„, 1419,2-1421,2 7,6 284 25.08.93 17,0 100 16,0 13,2
С,„ 1423,6-1429,2 -
784 Сп, 1308,4-1314,0 5,6 350 09.09.93 17,0 105 12,0 18,8
2326 С,„ 1301,2-1306,4 5,2 320 16.09.93 16,5 90 15,0 17,8
2138 С„, 1242,4-1246,4 4,0 570 2-3.08.94 17,3 117 14,8 29,3
895 С,„ 1254,8-1258,2 3,4 180 5-6.08.94 13,5 47 7,5 13,8
1300 С„, 1270,2-1271,8 10,4 957 17-19.08.94 48,5 201 70 19,4
С„, 1276,4-1280,0
С,„ 1280,4-1281,2
С„, 1284,4-1288,4
6946 С„, 1424,8-1429,8 9,8 1600 7-9.09.94 18,0 254 18,0 25,9
Cv, 1440,0-1442,4 1100 4-7.07.95 25,0 320 24,0 32,6
Cv, 1450,8-1453,2
6837 С,„ 1351,6-1355,2 3,6 690 20-21.09.94 13,0 187 17,0 51,9
960 12-13.08.94 26,0 176 26,0 48,9
5.5. Технологическая эффективность применения гелеобразующих
растворов на основе жидкого стекла и соляной кислоты
Важнейшим элементом организации и проведения промысловых
экспериментов по выбору оптимальных условий применения новых
методов увеличения нефтеотдачи пластов является детальный и
объективный анализ процесса разработки опытных участков до и
после эксперимента. Выбор и использование методов анализа зави-
сят от характера конечной цели и необходимости получения доста-
точной информации как по объему, так и достоверности для реше-
ния задачи о целесообразности более широкого применения техно-
логии воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи и огра-
ничения добычи попутной воды. Весьма серьезными задачами экс-
перимента являются отработка рациональных приемов, а также эф-
фективных и высоконадежных технических средств для приготовле-
ния и закачивания в пласт через нагнетательные скважины гслсобра-
зующих растворов. Естественно, качество и результаты анализа бу-
дут зависеть от полноты выполнения комплекса геолого-геофизи-
ческих, гидродинамических, лабораторных и технико-экономичес-
ких исследований по обеспечению промыслового эксперимента, ко-
торый был составлен в НГДУ с большой тщательностью.
Кроме того, проведение непрерывного анализа промысловых дан-
ных позволяет корректировать планы дальнейших работ по основ-
ным параметрам технологий воздействия.
Весьма серьезной задачей эксперимента явилось подтверждение
возможности закачивания гслсобразующих растворов на основе жид-
кого стекла и соляной кислоты в продуктивные пласты через водо-
нагнетательные скважины без серьезных технологических осложне-
ний.
В целом по всем водонагнстатсльным скважинам приемистость
после закачки гслсобразующих составов по оценке промысловых
инженеров снизилась на 15%, коэффициент пьезопроводности умень-
шился на 3 1%. Повсеместно отмечается ухудшение параметров пла-
ста, полученных по методу “кривых падения давления” (КПД) до и
после закачки растворов. Это является подтверждением формиро-
142
вания в поровом пространстве пласта гелеобразной массы и измене-
ния охвата пласта воздействием. Результаты обработки данных гид-
родинамических исследований части нагнетательных скважин мето-
дом КПД приводятся в табл. 5.3.
Представляют большой интерес результаты исследований нагне-
тательных скважин методом записи профилей приемистости пласта,
выполненные до и после проведения закачки гелеобразующих со-
ставов. Такие профили были сняты в большинстве нагнетательных
скважин. На рис. 5.7 приведены профили приемистости скважины
6946, снятые до и после закачки гелевой композиции. Профиль при-
емистости, снятый 9 августа 1994 года до закачки гелевой компози-
ции, свидетельствует о “кинжальном” характере закачки воды по
пласту Сн и незначительной приемистости пластов Cv и CV|. Обра-
ботка скважины гелеобразующим составом привела к существенно-
му изменению работы продуктивных пластов. Увеличились работа-
ющие толщины пластов и коэффициенты охвата их воздействием при
закачке воды. Так, по пласту Сн коэффициент охвата воздействием
увеличивается с 0,78 до 0,84, по пласту Cv - с 0,75 до 0,88 и по плас-
ту С - с 0,58 до 0,67. Кроме того, по данным этих измерений наблю-
дается выравнивание приемистости пласта в каждом интервале пер-
форации. Таким образом, закачка гелеобразующих композиций на
основе жидкого стекла и соляной кислоты позволяет существенно
уменьшать фильтрацию воды по высокопроницаемым промытым
пропласткам неоднородного пласта и подключать в работу слабоп-
роницаемые, имеющие большую нефтенасыщснность. Из приведен-
ного выше примера по скважине 6946 видно, что средний прирост
коэффициента охвата пластов воздействием составил примерно 0,09.
Если будет достигнут такой прирост охвата по всему объему про-
дуктивных пластов, то при коэффициенте вытеснения, равном 0,65,
прирост коэффициента нефтеотдачи составит 0,058, то есть около 6%.
В соответствии с программой промысловых исследований было
организовано более тщательное наблюдение за составом продукции
и дебитом скважин как до закачки гелеобразующих составов, так и
после нее. Наблюдениями установлено, ЧТО после закачки гелевых
растворов несколько увеличились дебиты скважин по нефти, а об-
143
водненность добываемой продукции уменьшилась. Из 14 анализи-
руемых скважин обводненность снизилась по 11 скважинам, что со-
ставляет 78%. Наибольшее относительное снижение обводненнос-
ти наблюдалось по скважинам 7178 (39,8%) и 7707 (34,5%), а наи-
меньшее по скважинам 7172 (1%) и 6267 (1,4%).
Таблица 5.3
Результаты исследований водонагнетательных скважин методом КПД
Номер сква- жины Дата проведения исследований Параметры пласта до и после закачки гелевой композиции
коэффиц. приемис- тости, м3/сут.,МПа гидропро- водн., мкм м мПа.с коэффиц. проница- емости, мкм2 коэффиц. пъезо- проводн., м2/с
7176 11.08.93 08.10.93 17,6 13,8 66,8 40,9 0,17 0,11 0,88 0,55
7179 23.06.93 4,5 37,2 0,08 0,41
07.10.93 3,1 15,1 0,03 0,16
784 08.09.93 9,4 33,9 0,11 0,52
07.12.93 8,7 12,5 0,04 0,19
2326 07.09.93 7,7 76,8 0,17 0,86
06.12.93 5,2 36,6 0,08 . 0,41
Результаты предварительной качественной оценки успешности
применения гелеобразующих растворов на основе использования
жидкого стекла и соляной кислоты на Арланском месторождении на
12 опытных участках и очагах заводнения за 1993-1996 годы приве-
дены в табл. 5.4.
Дополнительная добыча нефти за счет применения гелеобразующих
композиций на опытных участках Арланского месторождения опреде-
лялась по методам Г С. Камбарова, А. М. Пирвердяна и Б. Ф. Сазоно-
ва. Расчет дополнительной добычи нефти по каждому очагу нагнета-
ния композиции производился по трем названным методам, резуль-
таты усреднялись. При определении уменьшения количества попут-
но добываемой воды использовался метод Б. Ф. Сазонова.
144
В целом, накопленная добыча нефти по анализируемому экспе-
рименту составила 21260 т и продолжала увеличиваться, при этом
объем попутно добываемой воды уменьшился на 259910 м3.
145
Таблица 5.4
Результаты предварительной оценки успешности закачки оторочек
гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла и соляной
кислоты на Арианском месторождении
Годы Номер очага нагнетания Количество добывающих скважин Успешность по дополн. добыче нефти, % Успешность по снижению
обводненности продукции
число добы- вающих СКВ., снизивших обводненность успеш- ность, %
1993 7176 9 100 7 78
7179 3 100 2 67
784 2 100 2 100
2326
1994 2138,895 8 100 7 87
6946 4 100 3 75
6837 8 100 6 75
1300 5 100 3 60
1995 6946* 4 100 4 100
6837* 8 100 6 63
1996 6837* 8 100 7 87
6096* 100 6 86
1300* 5 100 4 80
* Двукратная закачка гелсобразующсй композиции
Удельный технологический эффект от применения технологии
составил: по Арланской площади - 18,7 т/т; по Николо-Березовской
площади - 50,21 т/т. На одну реагировавшую скважину дополнитель-
но добыто нефти: по Арланской площади - 774 т; по Николо-Бере-
зовской площади - 2128 т.
Результаты расчетов показали, что применение технологии уве-
личения нефтеотдачи на основе использования жидкого стекла и со-
ляной кислоты в условиях разработки залежей нефти в терригенных
отложениях нижнего карбона Арланского месторождения экономи-
чески оправдано.
146
Q Технология увеличения нефтеотдачи
неоднородных пластов на основе
использования отработанной щелочи
6.1. Перспективы применения отходов химических
и нефтехимических производств в технологиях ограничения
добычи попутной воды и увеличения нефтеотдачи пластов
В нефтяной промышленности широкое применение нашли два
осадкообразующих реагента - силикат натрия (гцслочно-силикат-
нос заводнение) и щелочи. При щелочном заводнении выпадают
осадки гидроокиси магния при контакте щелочи с пластовой во-
дой, содержащей ионы магния. Ограниченное применение нашла
также аммиачная вода.
В то же время существует несколько десятков патентов на при-
менение осадкообразующих реагентов для водоизоляционных работ.
В подавляющем большинстве случаев патентуется поочередная за-
качка двух реагентов, при контакте которых в пласте выпадает оса-
док. Ниже приводим некоторые пары осадкообразующих реагентов,
которые запатентованы для использования при проведении водоизо-
ляционных работ:
1. Mg2*, + СО,2 -> MgCO j;
2. Са2++СО,2 —> СаСО,Ф
3. РЬ2*+ 2СГ —> РЬС12 Ф;
4. Mg2++ 2ОН -» Mg(OH)2sL;
5. 2Fc,++ ЗСО,2 Fe2(CO,), Ф;
6. 2А1’*+ ЗСО,2 -> А12(СО,) Ф;
7. 3Fc2++2PO41 -> Fe,(PO4)2 Ф;
8. SiO,2 + СО2 + Н2О -> Н 81О,Ф + СО,2;
9. АР* + ЗОН -> Fe(OH), Ф;
10. АР* + ЗОН -> А1(ОН), Ф;
11. SiO,1'+ Ме1+-> MeSiO, I;
12. SiO,2'+ 2Н* —> H2SiO, Ф;
13. 2АР+ + 3S1O,2 -> Al2(SiO3)3 -i;
14. SiO32 + Ca2+ —> CaSiO3 X;' '
15. nOH- + Me"+ Me(OH)n X;
16. 2RCOO- + Ca2+ -> Ca(RCOO)21;
17. SiF62’ + 2Na+ Na2SiF6 X;
18. Si4+ + 4OH -> Si(OH)4 J-;
19. H2SiF6 + СаСО3 -> CaSiF6J- + H2O + CO2 T;
20. SO42’ + Ca2+ -> CaSO4 sL;
21. Ti4++ 4OH —> Ti(OH)4xL;
22. Si(OC2H5)4 + 4H2O -> Si(OH)4 + 4C2H5OH^.
В приведенном перечне в большинстве случаев предполагается,
что ионы Са2+ и Mg2+ присутствуют в пластовой воде. В случае 27-29
роль второго реагента играет пластовая вода.
Как видно из перечисленных пар химических реагентов, самое
большое внимание уделяется силикату натрия. Остальные предло-
жения в патентах в основном также связаны с использованием сили-
ката натрия в некоторых других модификациях. Следует отметить,
что в перечисленных парах реагентов осадок образуется тотчас же
при смешении реагентов, что не позволяет надежно контролировать
глубину проникновения осадкообразующих растворов в пласт, по-
скольку при поочередной закачке процесс смешения реагентов в
пористой среде целиком зависит от малоизученных факторов. Регу-
лированию поддаются лишь объемы и скорость закачивания раство-
ров.
Поэтому для более надежного контроля за процессом осадкооб-
разования разработан ряд композиций, в которых осадок образуется
нс сразу, а с течением времени или только под воздействием пласто-
вой температуры. Это позволяет смешивать реагенты до закачки и
закачивать реагенты одновременно без опасности закупорки пор
призабойной зоны пласта, осуществлять надежный контроль за про-
цессом осадкообразования во время закачки. Ниже приведен ряд та-
ких композиций:
l)2H++SiO32 —> H2SiO3i;
2) раствор нафталина в горячем керосине, при остывании выпада-
ет нафталин;
148
t°
3) Na2SiO3 + сложные эфиры -> Si(OH)4 i;
4) Na2SiO3 + карбамид —> Si(OH), 1 (гель);
5)Si(OH)4 (золь) + F- -» Si(OH)41;
t°> 120°C
6) лигносульфонат (раствор в воде —> лигносульфонат (осадок);
7) натриевые соли шлам-лигнина, при реакции с породой снижа-
ется pH и лигнин выпадает в осадок;
t°
8) Na2SiO3 + сахара -» Si(OH)4 i;
t°
9) Na2S -> S Ф + 2Na+.
Видно, что композиций с регулируемой скоростью осадкообразо-
вания нс так много, выбор реагентов ограничен. Заслуживают вни-
мания работы, в которых рекомендуется применять осадкообразую-
щие реагенты совместно с полимерами.
В то же время обзор патентов показывает, что выбор осадкообра-
зующих реагентов для увеличения охвата послойно неоднородных
пластов при заводнении может быть расширен, поскольку многие из
перечисленных реагентов являются доступными и дешевыми, неред-
ко являются многотоннажными отходами различных химических и
нефтехимических производств. Сюда можно отнести щелочные сто-
ки, отходы производства капролактана, состоящие из карбоната и
сульфата натрия, шламлигнин, кремнефтористоводородная кислота,
аммоний кремнефтористоводородный, лигносульфонаты, отходы
производства мыловаренных заводов, содержащие мыла жирных
кислот, полисульфиды натрия, хлориды и сульфаты железа или алю-
миния, отработанная серная кислота, обгазная соляная кислота и др.
В практике бурения скважин и добычи нефти известен еще один
способ закупорки обводненных зон пласта на основе использования
реакции взаимодействия закачиваемого реагента с породой коллек-
тора. Этот способ в основном применим для карбонатных или кар-
бонатосодержащих пород. Обычно для увеличения охвата воздей-
ствием карбонатосодержащего пласта закачивается сульфат алюми-
ния (сернистый глинозем), являющийся побочным продуктом ряда
149
химических производств. При этом происходит следующая реакция:
A12(SO4), • пН2О + СаСО, -> А12(СО3) + CaSO4+ п Н2О
Выпавший осадок гидроокиси алюминия закупоривает высокопро-
ницаемые пропластки, что приводит к увеличению охвата неодно-
родного пласта воздействием. Закачка сульфата алюминия имеет ряд
преимуществ: композиция является однокомпонентной, что упро-
щает закачку. Сульфат алюминия доступен, дешев, малотоксичен,
коррозионно малоактивен по отношению к металлу. При примене-
нии сульфата алюминия в терригенных коллекторах с повышенным
содержанием карбонатов в Республике Татарстан удельная эффек-
тивность достигает 100 т/т сульфата алюминия (157).
Представляет интерес возможность применения сульфата алюми-
ния для увеличения нефтеотдачи при разработке нефтяных залежей
Республики Башкортостан, приуроченных к карбонатным коллек-
торам. Среднее значение проектной нефтеотдачи пластов в услови-
ях карбонатных коллекторов иногда не превышает 10-15%, в основ-
ном, за счет низкого охвата залежей воздействием при обычном за-
воднении. Во-вторых, сульфат алюминия производится на Уфимском
нефтеперерабатывающем заводе и имеется возможность доставлять
сульфат алюминия в виде готового раствора, что упростит и удеше-
вит широкое промышленное применение на близлежащих месторож-
дениях.
В институте НИИНЕФТЕОТДАЧА выполнены исследования по
фильтрации на насыпных моделях карбонатной пористой среды по
изучению процессов осадкообразования при закачке сульфата алю-
миния. В качестве моделей пористой среды в лабораторных опытах
использовались дезинтегрированные керны пород Знаменского мес-
торождения НГДУ “Аксаковнефть”, состоящие в основном из кар-
бонатов. Длины моделей составляли 0,5 и 1 м, а диаметры - 0,02 м,
коэффициент проницаемости - 5-20 мкм2. Модели пористой среды
насыщались водой.
Как видно из приведенных данных, коэффициенты проницаемос-
ти моделей пористой среды были очень высокие, по-видимому, ха-
рактерные трещиноватым пластам.
150
После подготовки модели к эксперименту закачивали 0,5-процен-
тный раствор сульфата алюминия в количестве 4 поровых объема и
8,5 порового объема модели пласта воды. В процессе опыта измеря-
ли перепады давления между концами кернодержателя. Установле-
но, что уже при такой малой концентрации сульфата алюминия в 2-3
раза уменьшается коэффициент проницаемости модели пласта при
фильтрации 4 или 10 поровых объемов раствора. Переход к закачке
воды за раствором сульфата алюминия приводит к полному восста-
новлению исходной проницаемости.
Опыты проводились и при более высоких концентрациях раство-
ра сульфата алюминия. Так, при закачке шести поровых объемов
2-процснтного раствора сульфата алюминия коэффициент проница-
емости модели пласта уменьшается в десятки раз. При переходе на
закачку воды после сульфата алюминия коэффициент проницаемос-
ти пористой среды увеличивается. Однако при этом исходная прони-
цаемость не восстанавливается.
Установлено, что результаты опытов по закачке водных раство-
ров сульфата алюминия нс воспроизводятся. По-видимому, это объяс-
няется случайным и непредсказуемым характером реакции между
сульфатом алюминия и карбонатами и особенностями фильтрации
частиц образовавшихся осадков в пористой среде.
Результаты выполненных экспериментов показывают, что суль-
фат алюминия можно закачивать в карбонатные пласты без опасе-
ния “забить” породы призабойной зоны пласта. Закачка растворов
сульфата алюминия небольшой концентрации, равной 2%, уменьшает
проницаемость обводненной породы до десяти раз, что обеспечива-
ет перераспределение закачиваемой воды по пропласткам, характе-
ризующимся разной проницаемостью.
Кроме сульфата алюминия в институте НИИНЕФТЕОТДАЧА ис-
следована возможность использования для ограничения добычи воды
некоторых других химических отходов, таких как: лигносульфона-
ты, кремнефтористоводородная кислота, соли железа и алюминия,
сульфат натрия, карбонат и бикарбонат натрия, аммиачная вода,
жидкое стекло и др.
151
6.2. Экспериментальное обоснование технологий увеличения
нефтеотдачи на основе ОЩ-2
Отработанная щелочь ОЩ-2 представляет собой отход производ-
ства АО “СНОС” и является многотоннажным побочным продук-
том производства завода “Мономер” г. Салавата. Состав ОЩ-2 ме-
няется в зависимости от состава очищаемых газов и при промыш-
ленном использовании для увеличения нефтеотдачи можно регла-
ментировать с учетом условий его применения.
Характеристика продукта ОЩ-2 приведена в табл. 6.1.
Таблица 6.1
Характеристика отработанной щелочи ОЩ-2
Параметры Значение параметра
Плотность при 20°С, кг/м1 1300
Содержание едкого натрия, % масс. 4,0
Содержание карбоната натрия, % масс. 5,1
pH 12
Осадкогслсобразующая способность и регулирующее действие
при применении для ограничения добычи воды щелочных составов в
основном связана со степенью минерализации и химическим соста-
вом пластовых и закачиваемых вод. Изменение температуры оказы-
вает незначительное влияние на указанные свойства рассматривае-
мой системы.
В связи с указанными обстоятельствами исследования по подбо-
ру осадкообразующих композиций проводились с использованием
вод с различной степенью минерализации, а именно: “низкой” - плот-
ностью 1100 кг/м1; “средней”-плотностыо 1157 кг/м1 и “высокой”-
плотностью 1178 кг/м1. В лабораторных исследованиях использова-
лись пластовые воды месторождений АО “Башнефть” и ОАО “Орен-
бургнефть”.
В ходе лабораторных исследований изучались процессы осад-
кообразования в системах “ОЩ-2 + минерализованная пластовая
152
вода” и “ОЩ-2 + минерализованная пластовая вода + флокулян-
ты”. Испытывались различные химические реагенты в качестве
флокулянтов в процессах осадкообразования в продуктивных пла-
стах, насыщенных остаточной нефтью. Определялись и реологи-
ческие свойства композиции “флокулянт + отработанная щелочь
ОЩ-2”, а также фильтрационные характеристики растворов ОЩ-
2 с различными флокулянтами для условий конкретных место-
рождений.
Подбор композиции для ограничения движения воды в высоко-
проницаемых промытых прослоях неоднородного пласта проводи-
ли по следующей методике. К растворам флокулянта и ОЩ-2 добав-
ляли определенные объемы минерализованных вод и затем переме-
шивали. После перемешивания, в покос визуально наблюдали за
изменением объемного состояния раствора и видом гелей. Для удоб-
ства изучения гелеобразования смешение раствора композиций и
минерализованной воды проводили в мерных пробирках.
Смешение в различных соотношениях ОЩ-2 и композиций на се
основе с высокоминерализованной пластовой водой позволяет мо-
делировать влияние на гелеобразование процессов смешения в ходе
фильтрации раствора композиции в пористой среде.
Как показали визуальные наблюдения, в процессе смешения ком-
позиций происходит гелеобразование. Первоначально образующие-
ся гели по мерс старения уменьшают свой объем. В ходе экспери-
мента систему выдерживали до прекращения изменения вида и объе-
ма геля. Контроль за качеством геля осуществляется в течение 3 ча-
сов через каждые 0,5 часа, затем через час в течение 6 часов, далее 1
раз в сутки и последний замер через 15 суток. Данная методика ис-
следования позволяет подобрать оптимальный состав композиции,
уточнить концентрацию и тип флокулянта применительно к конк-
ретным геолого-физическим условиям.
При смешении композиции с высокоминерализованными пласто-
выми водами образуются гели, которые в покос в ряде случаев пре-
вращаются в рыхлые гелеобразные осадки. По мерс выдержки (ста-
рсния) объем гелей уменьшается. Возможно также превращение
сплошных гелей в рыхлые гелеобразные осадки. Время старения ге-
153
лей составляет 10-15 суток, после чего объем гелей практически не
меняется.
Гелеобразующее действие состава определяли по соотношению
объема геля V к общему первоначальному объему раствора компо-
зиции в минерализованной воде V0B, то есть
« = (Voc/Vor;)100, (6.1)
где а - объемная доля геля.
Данный параметр позволяет прогнозировать водоизолирующее
и гелеобразующес действие композиции.
Эффективность действия флокулянтов определяли по степени
увеличения объема осадка при смешении раствора композиции с
высокоминерализованными пластовыми водами по сравнению с кон-
тактом только с раствором ОЩ-2, используя формулу:
A« = (V<wl/V0Blll)- ЮО, (6.2)
где Да - степень увеличения объема геля при добавлении флокулян-
та, %; УфГ| и V( - объемы геля в присутствии флокулянта и без него
соответственно.
На первом этапе экспериментальных исследований изучали про-
цессы осадкообразования в системе “высокоминерализованныс пла-
стовые воды + растворы ОЩ-2” без добавления флокулянтов. При
взаимодействии минерализованных вод и ОЩ-2 происходит образо-
вание рыхлых и мелкокристаллических осадков гидроксидов и кар-
бонатов кальция и магния по следующим реакциям:
Mg2' + СО/ МёСО'Ф;
Са2^ + СО/ СаСО, Ф;
Mg2+ + 2ОН -> Mg(OH) Ф;
Са2' + 2ОН -> Са(ОН)2 Ф.
Анализ результатов экспериментов показал, что старение осад-
ков в основном завершается за 5-6 дней. Увеличение минерализации
воды способствует росту объема образующихся осадков, то есть
благоприятствует осадкообразованию. Однако в целом объем обра-
зующихся осадков, особенно с водами меньшей плотности, невелик,
что указывает на необходимость поиска эффективных флокулянтов
154
с целью усиления процессов гелеобразования и увеличения объемов
осадка и геля.
Таким образом, предварительные лабораторные эксперименты
показали, что продукты ОЩ-2 способны при смешении с водами раз-
личной минерализации образовывать осадки. Однако объем осадков
недостаточен для эффективного снижения проницаемости промытых
зон пласта. В связи с этим были выполнены исследования по изуче-
нию возможности применения флокулянтов для интенсивности осад-
кообразования.
В качестве добавок-флокулянтов в экспериментальных исследо-
ваниях были испытаны следующие реагенты: лигносульфонаты
(ЛГС), жидкое стекло, полиэтиленгликоль (ПЭГ), водорастворимые
полимеры ПАА и CS-30.
Из всех исследовавшихся флокулянтов для условий Арланского
месторождения наиболее эффективным и удобным для применения
оказалось жидкое стекло.
Опыт щелочного, полимерно-щелочного и силикатно-щелочного
заводнения на промыслах также показал, что одним из перспектив-
ных реагентов-флокулянтов в системе “ОЩ-2 + высокоминерализо-
ванная пластовая вода” является жидкое стекло. При смешении ком-
позиции “ОЩ-2 + жидкое стекло” на минерализованной воде проис-
ходит образование осадков силикатов, гидроокислов и карбонатов
кальция и магния по следующим известным уравнениям:
Mg2h + СО,2 -> MgCO, X;
Са2' + СО,2 -э СаСО, X;
Mg2b + 2ОН -> Mg(OH) Ф;
Са2’ + 2ОН -» Са(ОН)2 Ф;
Mg2+ + S1O,2 -> MgSiO, Ф;
Са2' + SiO,2 -> CaSiO, Ф.
Одновременное образование смеси нерастворимых солей и гид-
роокислов приводит к увеличению объема осадков и превращению
мелкокристаллических осадков, образующихся при смешении ОЩ-2
и минерализованной воды в гели и гелеобразные осадки под воздей-
ствием жидкого стекла. При этом жидкое стекло используется в ка-
честве флокулянта.
155
Для исследования процессов гелеобразования использовали техни-
ческое жидкое стекло с содержанием силиката натрия 21% масс, (мо-
дуль 2,2). Наблюдения за гелеобразованием в присутствии жидкого стек-
ла проводили при трех значениях степени минерализации пластовой
воды. Плотность этих вод изменялась от 1100 до 1178 кг/м3 при значи-
тельном содержании ионов кальция и магния (54, 57, 85 и др.).
Полученные результаты показывают, что композиция “ОЩ-2 +
жидкое стекло” может быть использована в технологиях воздействия
на нефтяные залежи на поздней стадии разработки для ограничения
движения вод в промытых водой высокопроницаемых прослоях нео-
днородного пласта, а также с целью уменьшения объема попутно
добываемой воды.
6.3. Промысловый эксперимент по применению ОЩ-2 для
увеличения нефтеотдачи пластов на Арланском месторождении
Для проведения промысловых экспериментов были выбраны не-
фтяные залежи, приуроченные к бобриковскому и тульскому гори-
зонтам нижнего карбона и представленные терригенными порода-
ми. Продуктивные пласты характеризуются послойной неоднород-
ностью, часто с гидродинамически несвязанными прослоями. Послой-
ная неоднородность пластов подтверждается многочисленными ис-
следованиями водонагнетатсльных скважин по снятию профилей
приемистости.
Путем моделирования условий разработки продуктивных плас-
тов бобриковского и тульского горизонтов Арланского месторожде-
ния для уточнения основных параметров технологии воздействия на
неоднородные пласты на основе использования отработанной щело-
чи ОЩ-2 были проведены в ЦНИПРе НГДУ “Арланнефть” допол-
нительные исследования.
Лабораторные исследования показали, что отработанные щелочи
могут быть использованы для ограничения движения воды в высоко-
проницаемых промытых пластах, так как при смешении ОЩ-2 с ми-
нсрализованными арланскими водами происходит осадкогслеобра-
зование. С целью усиления водоизолирующего действия отработан-
156
ной щелочи изучали возможность введения в ее состав различных
флокулирующих добавок. В качестве флокулянтов в лабораторных
опытах использовали полимеры ПАА, КМЦ-500, ВПК-402 и симу-
сан. Результаты исследований показали, что лучшую флокулирую-
щую способность проявляет ПАА, но в условиях Арланского место-
рождения образования значительных осадков не происходит, что ука-
зывает на сильную зависимость осадкообразования от состава плас-
товых вод.
Для получения композиций на основе ОЩ-2 были изучены соста-
вы - “отработанная щелочь и жидкое стекло”. Установлено, что при
смешении арланской закачиваемой воды и раствора “ОЩ-2 + жид-
кое стекло” происходит образование темноокрашенных гелей. При-
чем при использовании смеси силиката и карбоната натрия происхо-
дит образование большего объема геля, чем из растворов, содержа-
щих только один силикат натрия. Отработанная щелочь в условиях
рассматриваемого месторождения оказалась эффективным гелеоб-
разователем (чем чистые реагенты).
Механизм действия флокулянта-осадителя объясняется тем, что
он адсорбируется на поверхности частиц осадка с образованием рых-
лых граничных слоев. Одновременно флокулянт может соосаждать-
ся из-за смешения с высокоминерализованными водами. Фильтра-
ционные эксперименты на моделях пласта показали, что гелевый
состав на основе пяти частей ОЩ-2 с добавкой одной части жидкого
стекла, образующейся в пористой среде, выдерживает градиент дав-
ления в 10 МПа/м, что обеспечивает в условиях реального пласта
полное прекращение фильтрации воды.
Первоочередные опытные участки были выбраны в районе водо-
нагнетательных скважин 6096, 1300 и 537 после комплексного изу-
чения геолого-физических характеристик продуктивных пластов,
степени их выработки и обводненности продукции окружающих до-
бывающих скважин. Работы по выбору опытных участков выполня-
лись в полном соответствии с требованиями, изложенными в разде-
ле.
Участок нагнетательной скважины 6096. Схема расположения сква-
жин участка приводится на рис. 6.1. Он включает в себя одну водо-
157
нагнетательную и 7 добывающих скважин и расположен на первом
эксплуатационном участке Николо-Березовской площади. Для пер-
форации был выбран пласт С|р толщина которого составляет 4 м.
Балансовые запасы нефти по пласту Сп составляют 708298 тонн. На
начало эксперимента отобрано примерно 45% начальных геологи-
ческих запасов нефти. Обводненность окружающих скважин изме-
няется в пределах от 60 до 95%, составляя в среднем 86%.
Участок нагнетательной скважины 537, состоящий из одной водо-
нагнетательной скважины и двух добывающих скважин, расположен
на третьем эксплуатационном участке Арланской площади. Основ-
ные продуктивные пласты залегают на глубине от 1250 до 1290 м.
Из всех терригенных продуктивных пластов выбраны для перфора-
ции пласты С , C|VV, CV[, общая толщина которых составляет 18,1м.
Балансовые запасы по основному пласту С составляют 495549 тонн.
Степень извлечения балансовых запасов нефти равна примерно 40%.
Участок нагнетательной скважины 1300 расположен на Николо-
Березовской площади и включает одну водонагнетательную и 5 до-
бывающих скважин. Продуктивными пластами этого участка явля-
ются пласты С, и Сн верхней пачки терригенной толщи нижнего кар-
бона, сложенные, в основном, песчано-алевролитовыми породами.
Пласт Си имеет среднюю глубину залегания 1300 м, нефтенасыщен-
ную толщину 6 м, коэффициент пористости 19,3%, проницаемости
0,4 мкм2. Схема расположения скважин приводится на рис. 6.2.
Приготовление и закачка рабочих гелеобразующих растворов.
Одной из задач промыслового эксперимента явилась отработка оп-
тимальной технологии приготовления и закачки растворов компо-
зиции “ОЩ-2 + жидкое стекло” в продуктивные пласты через на-
гнетательные скважины, работающие на выбранных опытных учас-
тках.
Как было показано выше, для условий первоочередных опытных
участков оптимальной является композиция, состоящая из 5 объем-
ных частей отработанной щелочи ОЩ-2 и 1 части жидкого стекла.
При приготовлении композиции необходимо иметь в виду, что
0Щ-2 представляет собой отработанную щелочь. В связи с этим кон-
такт ее и композиции на ее основе с кислотами и кислыми раствора-
158
Рис. 6.1. Опытный участок нагнетательной скважины 6096:
1 - водонагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины
Рис. 6.2. Опытный участок нагнетательной скважины 1300:
I - водонагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины
159
ми недопустим из-за возможного выделения ядовитых газов, вспени-
вания и разбрызгивания едких реагентов.
До залива щелочи требуется тщательная промывка пресной во-
дой вентилей и цистерн от сточных вод.
Щелочь желательно заливать в емкость, в которой готовится ком-
позиция в день приготовления растворов, так как при хранении ще-
лочи в емкости без перемешивания на дно выпадает осадок, который
затем трудно удаляется.
Перед приготовлением композиции уточняется требуемый ее
объем для закачки в выбранную водонагнетательную скважину, за-
тем определяется объем замеса, из условий удобства перемешива-
ния в рабочей емкости.
Например, в емкости 46 м3 можно приготовить 42 м3 раствора.
Исходя из приблизительного соотношения между щелочью и жид-
ким стеклом, равным 5:1, находятся объемы жидкого стекла и щело-
чи, необходимые для получения 42 м3 композиции:
1) 5 + 1 = 6 частей:
2) 42 м3 : 6 = 7 м3 жидкого стекла;
3) 42 - 7 = 35 м3 щелочи ОЩ-2,
то есть для приготовления 42 м3 гелевой композиции необходимо
7 м3 жидкого стекла и 35 м3 ОЩ-2.
Расчетное количество щелочи заливается в емкость, к нему до-
бавляется жидкое стекло, и раствор перемешивается с помощью на-
сосов в течение 20-30 минут. Потом отбирается проба с низа и верха
емкости для определения равномерности распределения составляю-
щих композиции по плотности раствора. Плотности растворов, ото-
бранных с низа и верха емкости, должны быть практически одинако-
вы и не менее 1127-1130 кг/м3. При несоответствии плотности ра-
створов этим требованиям соотношение концентрации реагентов в
композиции уточняется.
Приготовление достаточно больших объемов композиции жела-
тельно организовать на специальных установках, совмещенных с
кустовыми насосными станциями, что позволяет уменьшить общие
затраты на эту операцию. В наших экспериментах для централизо-
ванного приготовления композиции используется стационарная ус-
160
тановка для приготовления силикатно-щелочных растворов, совме-
щенная с КНС.
Готовая смесь вывозится автоцистернами к выбранным водонаг-
нстатсльным скважинам.
Приготовление композиции можно осуществлять и на “устье”
скважины. Технологическая схема приготовления и закачки компо-
зиции “ОЩ-2 + жидкое стекло” непосредственно на скважине пред-
ставлена на рис. 6.3. Гелеобразующая композиция готовится с ис-
пользованием емкости агрегата 2 в следующей последовательности.
Вначале из автоцистерны 3 в емкость агрегата 2 подают 5 частей
отработанной щелочи ОЩ-2, затем добавляют одну часть жидкого
стекла из автоцистерны 4. Полученный раствор тщательно переме-
шивают насосом агрегата, на 3 м3 раствора ОЩ-2 необходимо доба-
вить 0,6 м3 жидкого стекла. После перемешивания композиции по-
дается или непосредственно в нагнетательную скважину, или в нако-
пительную емкость 5 для последующей подачи в скважину. За весь
период закачки в зависимости от расчетного объема композиции го-
товится несколько замесов.
Рис. 6.3. Схема обвяжи наземного оборудования при закачке раство-
ров композиций “ОЩ-2 + жидкое стекло":
I - устье скважины; 2 - цементировочный агрегат; 3 - автоцистер-
на с ОЩ-2; 4 - автоцистерна с жидким стеклом; 5 - накопитель-
ная емкость
161
Экспериментальные исследования показали, что на 1 м нефтена-
сыщенной толщины пласта необходимо закачать не менее 10 м1 ге-
левой композиции.
Учитывая, что в результате взаимодействия композиции с высо-
коминерализованными пластовыми и закачиваемыми водами обра-
зуются осадки и стойкие гелевые структуры, для предупреждения
осадкообразования в скважине необходимо создание оторочек пре-
сной воды до и после закачки гелеобразующей композиции.
В табл. 6.2 приведены основные данные по закачке гелеобразую-
щей композиции на основе ОЩ-2 с добавкой жидкого стекла.
Первая закачка гелевой композиции произведена в скв. 1300 и
6096. Удельный расход гслеобразующего состава на 1 м толщины
пласта составил 24 тонны.
За 1994-1995 годы было закачано 453 т химических реагентов, в
том числе: 97 т жидкого стекла и 356 т отработанной щелочи.
Анализ результатов наблюдений за работой как водонагнетатель-
ных, так и добывающих скважин, а также гидродинамических иссле-
дований подтверждает эффективность данного метода воздействия.
Приемистость водонагнетатсльных скважин 1300 и 6096 после об-
работки снизилась соответственно на 42 и 37%. Обводненность по
ряду добывающих скважин, находящихся под воздействием скважин
1300 и 6096, уменьшилась на 3-12%.
6.4. Оценка технологической эффективности применения
композиций на основе ОЩ-2 и жидкого стекла
Для оценки технологической эффективности закачки в неоднород-
ные продуктивные пласты композиций на основе ОЩ-2 и жидкого стекла
был выполнен комплекс промысловых исследований в соответствии с
утвержденным планом до и после закачки композиции. Как было пока-
зано выше, технологический эффект ожидается по двум показателям:
1) от увеличения добычи нефти за счет повышения нефтеотдачи
пласта;
2) от уменьшения объема воды, добываемой вместе с нефтью.
В табл. 6.3 приведены результаты гидродинамических исследова-
162
Таблица 6.2
Сведения по закачке гелеобразующей композиции на основе жидкого стекла и отработанной щелочи
АО “Каустик” в нагнет, скважинах НГДУ “Арланнефть” в 1994-1995 годах.
Номер СКВ. Интервал перфорации, м Тол- щина пласта, м Приеми- стость, м3/сут Дата закачки Объем закачки, м’ Удель- ный расход гелеобр. состава, м’/м Расход реагентов, т
пресн. воды. раст- вор геле- обр. пр.ВОДЫ, сточн. воды
жидкое стекло отраб. щелочь (ОЩ-2)
6096 С„, 1280,0-1284,8 4,0 200 29-30.09.94 15 61 15/60 15,3 13,0 59
537 С„, 1254,0-1260,0 6,0 650 12-13.10.94 14 138 18/57 7,6 29,0 136
С,VVI, 1267,2-1271,7 4,5
CVI, 1281,2-1284,0 2,8
CV1,1285,2-1290,0 4,8
1300 С„, 1270,2-1271,8 10,4 110 19-20.07.95 27 252 13/251 24,2 55,0 136
С„, 1276,4-1280,0
С„, 1280,4-1281,2
С„, 1284,4-1288,4
ний водонагнетательных скважин 1300, 6096 и 337 методом “кри-
вых падения давления” (КПД). Как видно из данных таблицы, отме-
чается ухудшение основных гидродинамических характеристик пла-
ста после закачки композиции, что указывает на формирование в
поровом пространстве призабойной зоны пласта гелевой оторочки.
Закачка композиции на основе ОЩ-2 и жидкого стекла привела к
положительным изменениям в работе добывающих скважин, оказав-
шихся под влиянием нагнетательных скважин опытных участков.
Произошло перераспределение фильтрационных потоков за счет
увеличения охвата воздействием интервалов пласта, ранее нс охва-
ченных процессами вытеснения нефти. Наблюдается выравнивание
профилей приемистости скважин в результате ограничения движе-
ния воды по высокопроницаемым промытым пропласткам.
Таблица 6.3
Результаты исследований нагнетательных скважин методом КПД
Номер сква- жины Приемистость до закачки композиции, м3/сут Параметры пласта до и после закачки композиций Приме- чание
гидропро- водность, мкм2.м мПа.с коэффи- циент проница- емости, мкм3 коэффи- циент пьезо- проводно- сти, м3/с
6096 200 0,12 0,03 0,15 после эксп.
537 1110 0,55 0,03 0,15 до эксп.
1300 1435 1,54 0,15 0,75 после
1305 1,17 0,11 0,56 перв. закачки
937 1,36 0,13 0,65 после
819 1,09 0,10 0,52 втор.зак.
1078 1,29 0,12 0,60
1038 1,14 0,11 0,55 после зак. ОЩ-2
164
Таблица 6.4
Успешность применения способа ограничения движения воды на основе
использования композиции “ОЩ-2 + жидкое стекло” на Арлапском
месторождении
Номер очага воздей- ствия Количество реагирующих скважин Успешность по обра- ботке, % Успешность по снижению обводненности жидкости
ЧИСЛО скважин успеш- ность, %
1300 (1994) 5 100 3 60
1300 (1995) 5 100 4 80
6096 7 100 7 100
Установлено также, что повторное воздействие на пласт гелсоб-
разующими составами способствует продлению положительного
эффекта, выразившегося в увеличении добычи нефти и ограничения
добычи попутной воды.
Дополнительная добыча нефти и уменьшение объема добычи по-
путной воды определялись в соответствии с методическим руковод-
ством (88,90) тремя методами: Г С. Камбарова, А. М. Пирвердяна и
Б. Ф. Сазонова. Расчеты выполнены по каждому очагу воздействия,
искомые показатели эффективности получены путем усреднения их
по этим трем методам. Обобщенные результаты предварительных
расчетов технологической эффективности применения композиции
на ОЩ-2 и жидкого стекла приводятся в табл. 6.4.
Удельная технологическая эффективность применения рассмат-
риваемой технологии составляет 5,07 т/т. Следует отметить, что к
моменту предварительных расчетов эффект еще продолжался.
165
Q Промысловые эксперименты
по применению гелеобразующих
составов на основе алюмосиликатов
(нефелин) для увеличения
нефтеотдачи пластов
7.1. Сущность метода и механизм вытеснения нефти
из неоднородного пласта
На примере экспериментального применения в условиях Арлан-
ского месторождения гслсобразующих растворов на основе жидко-
го стекла и соляной кислоты в разделе 5 была показана возможность
ограничения движения воды в высокопроницаемых прослоях неодно-
родного пласта и увеличения охвата воздействием низкопроницае-
мых пропластков. Это позволяет увеличить нефтеотдачу пластов и
ограничить добычу попутной воды. Таким образом, применение ге-
лсобразующих растворов на поздней стадии разработки нефтяных
месторождений имеет большую перспективу. В качестве гелеобра-
зующих реагентов могут быть использованы различные химические
продукты, часто являющиеся полупродуктами или отходами хими-
ческих производств. В связи с этим возникает задача выбора более
дешевых и доступных химических продуктов для приготовления гс-
леобразующих композиций, эффективно “работающих” в различных
геолого-физических и технологических условиях добычи нефти.
В институте НИИНЕФТЕОТДАЧА группой сотрудников под ру-
ководством профессора Р. Н. Фахретдинова изучена возможность
применения для составления гелеобразующей композиции нефели-
нового концентрата, называемого для краткости “нефелином”.
Было установлено (6, 22, 54, 55, 57, 85, 86 и др.), что минераль-
ные кислоты и нефелин, представляющий собой алюмосиликат на-
трия и калия структуры Na(K)AlSiO4, в определенных условиях фор-
мирует гелеобразующие композиции с различной вязкостью и вре-
166
менем гелеобразования. Гелеобразующая композиция - это прозрач-
ный, слегка желтоватый раствор с исходной вязкостью 1,6-2,5 мПа.с,
который превращается в гелеобразную массу вязкостью до 20-220
мПа.с. Время застывания геля составляло 5-25 час. и более в зависи-
мости от состава композиции.
Основным преимуществом нефелина является дешевизна, нали-
чие достаточно больших ресурсов для крупномасштабного приме-
нения в сочетании с возможностью управления процессами гелеоб-
разования в пористой среде.
По внешнему виду нефелин представляет собой серый порошок.
В состав концентрата входят (86) А12О2 - 28%; SiO2 - 42,8%; Na2O -
12,1%; CaO - 2,3% и К2О - 7,5%.
Гслеобразующис композиции получают путем растворения при
перемешивании нефелина в растворе соляной кислоты, приготовлен-
ной на пресной или минерализованной попутной пластовой воде.
Способность к гелеобразованию определяется содержанием ок-
сидов кремния и алюминия, которые при растворении в соляной кис-
лоте образуют гслеобразующис композиции, способные взаимно
коагулироваться, образуя гели, состоящие из аморфных положитель-
но заряженных оксидов алюминия и отрицательно заряженных по-
ликремнисвых кислот, расположенных в определенных соотноше-
ниях.
При контакте нефелина с соляной кислотой происходит взаимо-
действие, описываемое уравнением (86)
Na2O • К2О • А12О, • 2SiO2 = 10НС1 + nH2O -> 2NaCi +
+2КС1 +2А1С1, + 2SiO2(n-2)H2O (7.1)
При этом образуются гидрогели кремнезема и алюминия, а также
хлориды К, Na, Al. В процессе участвуют соли Са, Mg, присутству-
ющие в нефелиновом концентрате и в воде.
Процесс растворения нефелина в соляной кислоте происходит в
избытке кислоты с образованием монокремниевой кислоты и гидро-
ксида алюминия, хлоридов натрия и калия. Процесс идет при ком-
натной температуре с выделением некоторого количества тепла.
Последующее образование геля происходит путем агрегации с
167
образованием в зоне областей трехмерных полимерных сеток. Та-
кие области микрогеля продолжают увеличиваться, потребляя крем-
незем из золя до тех пор, пока твердый микрогель не займет пример-
но половину всего объема. При этом вязкость становится очень боль-
шой, и золь достигает “точки геля”. Максимальная по времени ус-
тойчивость золей с наиболее продолжительным периодом гелеобра-
зования наблюдается при pH = 1,5-3.
При взаимодействии нефелина и соляной кислоты происходит
образование коллоидных частиц кремнезема и гидроокиси алюми-
ния по схеме:
Na2OK20Al2O,-2SiO2|^l7{[SiO2]mnSiO3+2(n-x)H+}2«-+
2xH++{[AI(OH)Jin-nAl3++3(n-x)Cr}3l++3xCI+Na++K+. (7.2)
Схема строения мицелл кремнезема и гидроокиси алюминия изоб-
ражена на рис. 7.1 [86]. Коллоидная частица, называемая мицеллой,
состоит из трех основных частей: ядра, адсорбционного слоя и диф-
фузионного слоя. Ядро мицеллы кремнезема представляет собой
кристаллик, состоящий из некоторого числа m молекул SiO2. Ядро
мицеллы гидроокиси алюминия состоит из m молекул А1(ОН)Г На
поверхности ядра мицеллы адсорбируются из раствора преимуще-
ственно тс ионы, которые входят в кристаллическую решетку веще-
ства, образующего ядро, и в растворе содержатся в избытке. На по-
верхности ядра мицеллы кремнезема адсорбируются ионы SiO32, а
на ядре мицеллы гидроокиси алюминия ионы А13+. Эти ионы сооб-
щают поверхности ядра определенный заряд и являются потенциа-
лообразующими. Наряду с потенциалообразующими ионами в ад-
сорбционный слой мицеллы попадают молекулы растворителя или
других веществ, присутствующих в растворе, и некоторое количе-
ство соответствующих противоионов. Остальная часть противоио-
нов располагается в диффузионном слое. В адсорбционном слое
мицеллы кремнезема находятся катионы Н+, в диффузионном слое -
катионы Н+, К+, Na' , Са2+, Mg2+. В адсорбционный слой мицеллы гид-
роокиси алюминия входят анионы СГ, а в диффузионный слой - ани-
оны: СТ, ОН, SO42", СО32‘ и др.
168
Рис. 7.1. Схема строения мицелл кремнезема (а) и гидроокиси
алюминия (б) /86/
Ксерогель фракции из 100 молекул SiO2 и А12О, 76 составляет
SiO2 и 24 Д12О3.
Положительно заряженный золь гидроокиси алюминия и отрица-
тельно заряженный золь кремнезема взаимно коагулируют. При кон-
центрации более 1% первичные частицы конденсируются вместе, об-
разуя очень открытую, но вместе с тем непрерывную, распространяю-
щуюся по всей среде структуру. Конденсация происходит с образова-
нием связей Si-0-Si. Затем разветвленные цепочки соединяются в сет-
ки, распространяющиеся в конце концов на всю жидкую среду. Среда
захватывается сеткой как губкой, то есть полностью иммобилизирует-
ся, благодаря чему система теряет текучесть и переходит в гель.
7.2. Экспериментальные исследования по обоснованию
оптимальных параметров технологий
Для выбора оптимальных технологий применения различных гс-
леобразующих композиций на основе нефелина в различных геоло-
го-физических и технологических условиях разработки нефтяных
месторождений в институте НИИНЕФТЕОТДАЧА под руководством
профессора Р. Н. Фахретдинова выполнен комплекс эксперименталь-
ных исследований по изучению:
169
1) факторов, влияющих на время гелеобразования;
2) стабильности гелей в различных условиях;
3) влияния компонентов (порода, нефть, вода) и параметров пла-
стовой системы на процесс гелеобразования;
4) возможности повторного использования остатков нефелина
после первичного воздействия соляной кислоты;
5) возможности разработки экспресс-метода определения концен-
трации нефелина в гелеобразующем составе, пригодного для приме-
нения в промысловых условиях.
Кроме того, лабораторные исследования были направлены на раз-
работку оптимальных составов гелеобразующих композиций с уче-
том реальных геолого-физических и технологических условий их при-
менения.
Как было показано выше, для получения гелей в промысловых
условиях используется нефелиновый концентрат в водных раство-
рах соляной кислоты. В связи с этим изучался процесс растворения
нефелина в водных растворах соляной кислоты при концентрациях
7-9%. Показано, что нефелин при разовом воздействии с соляной
кислотой растворяется неполностью, образуется осадок. В связи с
этим в опытах необходимо определение нерастворимых компонен-
тов в нефелине. Такой анализ можно осуществить по известному в
химии методу. Для этой цели раствор гслсобразующей композиции
фильруют через складчатый фильтр, доведенный до постоянной мас-
сы высушиванием в термостатированном сушильном шкафу при тем-
пературе 80°С с последующим охлаждением в эксикаторе, содержа-
щем сухой хлористый кальций. Затем остаток на фильтре промыва-
ют дистиллированной водой до нейтральной среды промывных вод
и сушат при 80°С до постоянной массы. Проводят 3-4 параллельных
определения.
Нерастворимый в соляной кислоте остаток нефелинового кон-
центрата содержит пыль и мелкие частицы исходного реагента, в
котором, очевидно, изменились соотношения исходных компо-
нентов.
Расчет количества нерастворимых в соляной кислоте компонен-
тов нефелина Go производят по формуле:
170
Go = (G|-G2)1OO/G„, (7.3)
где Gj - масса фильтра с остатком; G2 - масса высушенного до посто-
янной массы фильтра; GH - масса навески нефелина, взятого для опы-
та.
При осуществлении процесса гелеобразования в лабораторных
условиях были получены стабильные гели с регулируемым време-
нем гелеобразования от 3 до 24 часов в зависимости от концентра-
ции исходных компонентов. На процесс растворения нефелина в ра-
створе соляной кислоты оказывает существенное влияние продол-
жительность перемешивания композиции. Растворимость нефелина
в водных растворах соляной кислоты оценивалась по количеству ос-
тавшегося осадка в растворе в зависимости от времени перемешива-
ния.
Изучено влияние времени перемешивания на процесс растворе-
ния нефелина в растворе соляной кислоты в интервале концентра-
ций 7-9% масс. При увеличении времени перемешивания от 30 до 60
мин. количество непрореагировавшего осадка снижается от 30 до
18% (рис. 7.2), а в случаях использования вод с минерализацией 20-
25 г/л до 5-10%. Дальнейшее продолжение перемешивания практи-
чески не приводит к уменьшению массы остатка. В табл. 7.1 приве-
дены результаты определения нерастворимых компонентов в зави-
симости от концентрации исходных компонентов.
Таблица 7.1
Растворение нефелина в растворе соляной кислоты
Концентрация нефелина, масс, % Концентрация НО, масс.% Время переме- шивания, час Доля нераство- римых в НО компонентов, масс. %
5 7 1 5-10
8 7 1 10-20
8 9 1 5-10
10 7 1 10-20
10 9 1 10-20
171
Нерастворимый в кислоте осадок представляет собой мелкодис-
персные частицы исходных компонентов.
Контроль за процессами растворения велся также с помощью ко-
лориметрического метода определения растворимой мономерной
формы кремниевой кислоты H4SiO4. При pH = 1-8 кремниевая кис-
лота переходит в полимерную форму, которая образует коллоид-
ный раствор. Для разрушения поликремниевой кислоты до моно-
мерной в восстановитель в соответствии с методикой анализа добав-
ляли серную кислоту, при этом pH раствора становится равной 0,8-
1,0. Изучено распределение кремния в растворе и нерастворимом
осадке при получении гслсобразующей композиции (табл 7.2). В
таблице количество кремния приведено в расчете на 100 г смеси не-
фелина в 7-процентном водном растворе НС1 с учетом нерастворив-
шсгося осадка.
Таблица 7.2
Распределение кремния в гелеобразующей композиции па основе нефели-
на и нерастворившемся осадке после реакции (вода пластовая Краснояр-
ского месторождения ОАО “Оренбургнефть” плотностью 1070 кг/м3)
Концентрация нефелина в композиции, масс. % Количество кремния в раст- воре и осадке, масс. % Содержание кремния в растворе, масс. % Содержание кремния в осадке, масс. %
3 0,6 0,32 0,28
5 1,0 0,52 0,48
8 1,6 0,81 0,79
10 2,0 1,06 0,94
15 3,0 1,И 1,89
Как видно из данных табл. 7.2, при увеличении концентрации не-
фелина до 10% масс, наблюдается пропорциональное увеличение
общего количества кремния в растворе. Зависимость количества
кремния в растворе от концентрации нефелина для рассматриваемо-
го случая приведена в виде графика (кривая 2, рис. 7.3). При этом в
172
раствор переходит 51-53% кремния. При концентрации нефелина в
композиции более 1% масс, содержание кремния в растворе стаби-
лизируется и не зависит от концентрации нефелина. Таким образом,
в гслсобразующей композиции, рекомендованной для исследований,
оптимальное массовое содержание нефелина изменяется в пределах
3-10% масс.
0 15
ВРЕМЯ ПЕРЕМЕШН8 Л НЦЯ, МИН
Рис. 7.2. Влияние времени перемешивания ни процесс растворения
нефелина в растворе НС1 (концентрация нефелина - 8% масс.; НС1 -
9% масс.)
Результаты лабораторных опытов показали, что можно получить
гелевые составы с различной плотностью, динамической вязкостью и
временем гелеобразования, оценить целесообразность применения
геля на конкретных объектах с вполне определенными температура-
ми, типом коллектора, составом и минерализацией пластовой и зака-
чиваемой вод.
173
CS|,X ^tcc
Рис. 7.3. Зависимость содержания кремния в поликремниевой кисло-
те от концентрации нефелина в гелеобразующем составе:
1 - через 2 часа; 2 - через 6 часов; 3 - через 24 часа
Время гелеобразования зависит от ряда факторов, таких как:
1) концентрация компонентов в гслсобразующей композиции;
2) химический состав и общая минерализация воды, в которой
растворяется соляная кислота;
3) температура раствора композиции;
4) тип коллектора и характеристика пористой среды;
5) содержание остаточной нефти в породе.
Исследования по изучению влияния различных факторов на вре-
мя гелеобразования выполнены с использованием нефелинового
концентрата, содержащего 3-10% масс, нефелина. Концентрация
соляной кислоты в закачиваемой в пласт воде Красноярского место-
рождения изменялась в пределах 6-9% масс. Опыты проводились при
температурах 20 и 45°С.
174
Лабораторные опыты показали, что время гелеобразования лег-
ко регулируется путем изменения состава и концентрации компо-
нентов гелеобразуюшего раствора (рис. 7.4).
Для определения вязкости гслсобразующих композиций исполь-
зовался капиллярный вискозиметр ВПЖ-1. Динамическая вязкость
композиции, содержащей 8% нефелина, равна при 25°С 1,7 мПа.с,
при 85°С - 0,86 мПа.с. В дальнейшем по истечении 10-12 часов вяз-
кость композиции сильно возрастает и ее значение с помощью ка-
пиллярного вискозиметра определить не представляется возможным.
При высоких значениях динамической вязкости необходимо исполь-
зовать ротационные вискозиметры.
Плотность гелеобразующего раствора определяют пикнометри-
ческим методом. На аналитических весах взвешивают пустой пик-
нометр, затем в пикнометр наливают до метки дистиллированную
воду и вновь взвешивают. В высушенный и взвешенный вновь пик-
нометр с помощью пипетки приливают, через 2 часа после приготов-
ления, отфильтрованный гелсобразующий раствор, доводят объем
раствора до метки и снова взвешивают при той же температуре.
Относительную плотность гслсобразующсго раствора рассчиты-
вают по формуле:
Р = (ё1-ё)/(ё2'ё), (7-4)
где g, - масса пикнометра с исследуемой жидкостью; g2 - масса пик-
нометра с дистиллированной водой; g - масса пустого пикнометра;
р - относительная плотность исследуемого раствора по дистиллиро-
ванной воде при той же температуре.
Исследовано также влияние содержания карбонатов в породе-кол-
лекторе на устойчивость исследуемых композиций. Установлено, что
при содержании карбонатов свыше 1% наблюдается некоторое уве-
личение вязкости исходного гелевого состава, возрастание времени
гелеобразования от 3 до 10 суток. При увеличении содержания кар-
бонатов более 2% наблюдается реакция взаимодействия монокрсм-
нисвой кислоты, содержащейся в нефелине, и карбонатов щелочных
и щелочно-земельных металлов с образованием соответствующих
солей кремниевой кислоты. 0 наличии данного взаимодействия сви-
детельствует изменение pH системы, которая уменьшается до 2 и
175
выше. Прозрачный раствор композиции превращается в осадкооб-
разующую систему молочного цвета. Кроме того, соляная кислота,
содержащаяся в системе, нейтрализуется карбонатами с обильным
выделением углекислого газа.
С целью определения прочности образовавшейся гелевой массы
были изучены ее фильтрационные характеристики. При этом исполь-
зовались как высокопроницаемые насыпные модели, так и единич-
ные образцы пород со средней проницаемостью. Характеристики
моделей пористой среды приведены в табл. 7.3.
5 6 7 8 9 <0
КОНЦЕНТРАЦИЯ НЕФЕЛИНА, "/* МАСС
Рис. 7.4. Зависимость времени гелеобразования от концентрации
нефелина (концентрация НС1 - 10% масс.)
176
Характеристики моделей пласта
Таблица 73
Тип модели Коэффициент проницаемости по воздуху, мкм2 Поровый объем, см? Длина, см Диаметр, см
Естествен, керн 0,234 4,88 4,63 2,87
Насыпные модели 8,110 54,00 40,00 2,00
Прочность полученных гелей оценивалась значением предельно-
го градиента давления, ниже которого фильтрация воды через бло-
кированные пористые среды отсутствует.
В опытах по фильтрации модели пористых сред насыщались гелеоб-
разующей композицией путем прокачивания через модель пласта 2,5-3
поровых объемов раствора до полного вытеснения воды из пористой
среда. Затем модели в течение 2-3 суток выдерживали при комнатной
температуре для завершения гелеобразования. Испытание прочности
образовавшейся гелевой системы проводили следующим образом. На
вход модели пористой среды подавали пресную воду при определен-
ных давлениях и выдерживали под этим перепадом давления не менее
1 часа. Результаты экспериментов приведены в табл. 7.4.
Таблица 7.4
Результаты фильтрационных исследований
Тип модели пласта Давление на входе модели, МПа Градиент давления, МПа/м Результаты
Насыпная 0,5 1,25 фильтрация
модель 1,0 3,50 отсутствует
2,0 5,00
3,2 8,00
Естественный 0,1 2,10 фильтрация
керн 0,4 3,48 отсутствует
0,6 12,00 и
°,8 17,30 U
0,9 19,40 U
1,0 21,6 _ «
177
Таким образом, как видно из данных табл. 7.4, при градиентах
давления, равных для высокопроницаемой модели 8 МПа/м и
21,6 МПа/м для среднепроницаемой модели, фильтрация воды не
наблюдалась, что указывает на формирование гелевой массы в пори-
стой среде.
7.3. Способы и технические средства для приготовления
и закачки в пласт гелеобразующей композиции
Исходными реагентами для получения гелеобразующей компо-
зиции являются нефелиновый концентрат (ТУ 113-12-54-89), техни-
ческая соляная кислота (ГОСТ 3118-77) и вода пресная или закачи-
ваемая в системе ППД.
Технологическая и экономическая эффективность применения
гслсобразующих композиций на основе нефелина и соляной кисло-
ты зависит от объема закачиваемого раствора на единицу толщины
пласта. Увеличение объемов закачки связано с удорожанием обра-
ботки скважин, а уменьшение может не дать желаемых результатов.
Следует предположить, что существует некоторое оптимальное зна-
чение удельных объемов закачки гелеобразующих растворов как для
нагнетательных, так и для добывающих скважин. Поэтому одной из
важнейших задач промысловых экспериментов является оценка оп-
тимальных объемов закачки гелеобразующих растворов в различных
геолого-физических и технологических условиях.
В связи с этим на первоочередных объектах объем рабочих ра-
створов определенных концентраций предварительно устанавлива-
ется из расчета 5-10 м’ на 1 м перфорированной толщины пласта и
уточняется исходя из заданного радиуса распространения образуе-
мой оторочки в пласте. Приготовление раствора композиции произ-
водится в емкостях 15-50 м3 на специализированной базе НГДУ или
непосредственно у скважины.
Для приготовления и закачки в пласт композиции необходимо
использовать кислотостойкие емкости и насосные агрегаты. В на-
ших экспериментах использовались следующие передвижные агре-
гаты и технические средства:
178
1) цементировочные агрегаты ЦА-320;
2) кислотовоз;
3) смеситель;
4) емкость для приготовления гелеобразующей композиции.
Технологическая схема размещения агрегатов и технических
средств при закачке растворов композиции на основе нефелина и
жидкого стекла представлена на рис. 7.5. Нефелиновый концентрат
и вода подаются в емкость 5 для приготовления водного раствора
нефелина. Объем воды берется исходя из предусмотренной концен-
трации соляной кислоты, необходимой для получения гелеобразую-
щей системы.
б
Рис. 7.5. Схема приготовления и закачки гелеобразующего состава
на основе нефелина и соляной кислоты: 1 - скважина; 2 - задвижка;
3 - агрегат ЦА-320; 4 - емкость; 5 - смеситель; 6 - кислотовоз;
7 - машина с нефелином
Раствор соляной кислоты набирается в емкость 4 агрегатом ЦА-
320 и с его помощью подается одновременно с нефелином, поступа-
ющим из цементировочного агрегата 7 в смеситель 5, представляю-
щий собой эжектор для приготовления цементных растворов. Агре-
гат ЦА-320 перемешивает раствор в емкости. Из смесителя водо-
179
кислотно-нефелиновая система поступает в емкость 3, где происхо-
дит взаимодействие между нефелином и кислотой, в результате чего
получается гелеобразующая композиция. Необходимое время взаи-
модействия нефелина и раствора соляной кислоты составляет 50-60
мин. В процессе взаимодействия реагентов должно производиться
перемешивание раствора путем циркуляции его в емкости 3 с помо-
щью агрегата. Готовый раствор закачивается в скважину с помощью
агрегата ЦА-320 при постоянном контроле за давлением нагнета-
ния.
Перед закачкой гелеобразующей композиции скважина проверя-
ется на герметичность опрессовкой, производится промывка закачи-
ваемой водой для удаления грязи из ствола скважины. Производит-
ся обвязка наземного оборудования, опрессовка его на полутора-
кратное ожидаемое рабочее давление.
После закачивания запланированного объема гелеобразующего
раствора в скважину и продавливания его в пласт на заданную глу-
бину водой устье нагнетательной скважины перекрывается, скважи-
на останавливается на время, необходимое для гелеобразования в
пластовых условиях. Через трое суток скважина переводится под
закачку с помощью агрегата ЦА-320, посредством чего обеспечива-
ется постепенный переход на установившийся режим работы сква-
жины. После выхода скважины на установившийся режим она пере-
водится под закачку от КНС.
В процессе приготовления и закачивания гелеобразующего раство-
ра возникает необходимость контроля за концентрацией кремния в
растворе. В связи с этим в институте НИИНЕФТЕОТДАЧА был раз-
работан способ определения концентрации кремния в водном раство-
ре соляной кислоты, основанный на использовании калибровочного
графика “концентрация SiO2 - оптическая плотность раствора”. Для
решения этой задачи предложен и использован колориметрический
метод определения кремния и кремниевой кислоты в гелевой систе-
ме. Основным преимуществом колориметрического метода опреде-
ления по сравнению с более известными весовыми и объемными
методами является точность определения исходных реагентов, быс-
трота и отсутствие влияния фторидов на результаты.
180
(7.5)
Для построения калибровочного графика необходимо выполнить
следующие рабочие операции:
1) сплавить 5 мл оксида кремния с 1 г карбоната натрия в плати-
новом тигле при температуре 85-90°С в течение 10 мин., далее пере-
вести в рабочий раствор;
2) отобрать в мерные колбы пипеткой различные объемы (2, 5,
10, 15 и 20 см3) стандартного раствора, приготовить раствор для
определения оптической плотности.
Для повышения точности для каждой точки отбирают 2-3 алик-
вотные части, а измерения оптической плотности проводят 3-4 раза
и за окончательный результат принимают их среднее значение.
По полученным данным строят калибровочный график, отклады-
вая на оси абсцисс - содержание кремния, на оси ординат - оптичес-
кую плотность раствора.
Содержание кремния в анализируемой пробе GK определяют по
калибровочному графику по формуле:
а • V 100
GK =---------------% ,
gVa.n„„
где а - масса кремния, найденного по графику, мкг; VMK - объем мер-
ной колбы для растворения навески, см1; g - масса навески, мкг;
Var)()K - объем аликвоты для приготовления комплекса, см1.
При закачке гелеобразующих композиций в водонагнетательные
скважины возможны осложнения в связи со значительным уменьше-
нием приемистости. В таких случаях для восстановления приемис-
тости следует закачать слабый раствор соляной кислоты или слабо-
щелочной раствор дистиллерной жидкости для промывки скважины
от остатков гслеобразующей композиции. Для растворения компо-
зиции могут быть использованы слабые 0,2-0,5% масс, растворы
щелочи, применение которых в результате увеличения pH среды
превращает гель поликремниевых кислот в натриевую соль кремни-
евой кислоты - обычное жидкое стекло. В этом случае получается
более подвижная форма той же кремниевой кислоты. Если эти ме-
роприятия не дают эффекта, то может быть применен бифторад ам-
мония. Этот реагент при контакте с гелем поликремниевых кислот
181
дает прозрачный раствор, содержащий фтористый кремний. В ре-
зультате данной обработки может быть полностью разрушен гель во
всем объеме, так как образуется новое водорастворимое соедине-
ние. Для обработки требуется незначительная концентрация реаген-
та. Таким образом, для восстановления приемистости скважины воз-
можны следующие операции:
1) очистка забоя от остатков композиции методом обратной про-
мывки водой с применением кислотных ванн 10-процентным раство-
ром соляной кислоты с последующей двукратной декомпрессией;
2) последовательное нагнетание закачиваемой воды до полного
заполнения затрубного пространства и 4-5 м3 0,2-0,5% масс, раство-
ра каустической соды (гидроокиси натрия). Выдержка на реагирова-
ние в течение 15-20 мин. Последующее вытеснение закачиваемой
водой.
Эти способы были опробованы сотрудниками института НИИНЕФ-
ТЕОТДАЧА при проведении промысловых экспериментов на Уршакс-
ком месторождении и получены удовлетворительные результаты.
7.4. Промысловый эксперимент на месторождениях
ОАО “Оренбургнефть”
Для проведения промыслового эксперимента по испытанию тех-
нологии вытеснения остаточной нефти и ограничения добычи воды
на основе использования нефелина и соляной кислоты на Краснояр-
ском месторождении были выбраны три опытных участках, представ-
ленных нагнетательными скважинами 224, 171, 173 и окружающи-
ми добывающими скважинами первого ряда.
В очаговую скважину 224 производилась закачка промысловой
сточной воды в пласт Б2 бобриковского горизонта и в пласт В, тур-
нейского яруса при давлении на устье 8 МПа. Суммарная приемис-
тость скважины перед экспериментом составляла 144 м3/сут.
Закачка гелеобразующей композиции в скважине 224 осуществ-
лялась с 10.08.92 по 30.08.92. В четыре этапа закачано 50 м1 гслсоб-
разующего раствора, который был продавлен в пласт технической
водой объемом 40 м3. По завершении технологического процесса
182
скважину останавливали на определенное время для образования геля
в пласте, а затем пускали под закачку воды.
До закачки гелеобразующей композиции были сняты профили
приемистости, по которым установлено, что воду принимали интер-
валы 1626-1630 (пласт БД и 1658-1660 м (пласт BJ.
После закачки гслсобразующсй композиции, при закачке воды
цементировочным агрегатом, при давлении нагнетания 8 МПа сня-
тие профиля приемистости показало, что поступление воды проис-
ходит в интервалы 1624-1631 м (пласт БД, 1640-1651 м и 1654-1655
м (пласт ВД. Суммарная приемистость скважины оставалась пре-
жней. Гелеобразующая композиция при закачке поступает, в первую
очередь, в наиболее проницаемые прослои, увеличивая в них фильт-
рационные сопротивления и снижая тем самым общую приемистость
обрабатываемой скважины. В данном случае, помимо указанного
эффекта, по-видимому, имела место интенсификация приемистости
остальной части интервала продуктивного пласта как результат очи-
стки забоя скважины и воздействия кислоты, содержащейся в зака-
чанной композиции.
Эффективность закачки гслсобразующсй композиции определя-
лась по реакции окружающих добывающих скважин: 153, 217, 219,
221, 222 и 292. При оценке технологической эффективности про-
цесса были проанализированы режимы работы ближайших нагнета-
тельных скважин в период наблюдений.
В качестве показателей реакции добывающих скважин на обра-
ботку гелеобразующей композиции приняты изменения обводнен-
ности продукции, дебита скважины по нефти и жидкости.
Дополнительная добыча нефти за счет закачки нефелиново-кис-
лотного раствора в нагнетательную скважину определялась по до-
бывающим скважинам как разница между текущим дебитом по не-
фти и базовым дебитом по нефти, помноженная на отработанные дни.
В качестве базового дебита принимался средний дебит скважины за
период, предшествующий обработке нагнетательной скважины (обыч-
но 6 месяцев). Технологическая эффективность рассчитывалась до
момента, когда обводненность добываемой из скважины продукции
восстанавливалась до исходной величины на начало обработки.
183
Окружающие добывающие скважины по разному реагировали на
закачку гелеобразующей композиции. Наиболее интересны показа-
тели работы скважин 153 и 226. Скважины оборудованы УЭЦН и
эксплуатируют продуктивный пласт В, турнейского яруса и распо-
ложены в первом ряду от скважины 224 в 450 м от нее. Реакция сква-
жин отмечена через 3 месяца после закачки геля в скважину 224.
Обводненность добываемой продукции снизилась с 88 до 48,3%.
Дебит по нефти увеличился с 5,9 до 20 т/сут, дебит скважины по
жидкости от 45 до 48 т/сут. Результаты расчетов по приведенному
выше способу показали, что количество дополнительной добычи
нефти за 1992-1995 годы составило 11910 тонн, в том числе: 1992
- 440, 1993 - 4850, 1994 - 5450 и 7 месяцев 1995 - 1170 тонн. К
моменту определения дополнительно добытой нефти эффектив-
ность продолжалась, текущая обводненность добываемой продук-
ции составляла 71,2%, то есть на 16,8% ниже исходной обвод-
ненности.
Нагнетательная скважина 171. Через скважину закачивалась ми-
нерализованная сточная вода в пласты Б2 и Б( в интервалы соответ-
ственно 1697-1706 и 1712-1724 м. Работы по закачке гелеобразую-
щей композиции проводились в период с 14.03 по 31.03.93. До за-
качки нефелиново-кислотного раствора приемистость скважины при
устьевом давлении, равном 6 МПа, составляла 250 мУсут., а после
обработки она уменьшилась до 150 м’/сут. при устьевом давлении,
равном 7 МПа.
Эффективность закачки гслсобразующей композиции в нагнета-
тельную скважину оценивалась по реакции окружающих добываю-
щих скважин 165, 166, 169, 170, 172 и 173.
Представляет интерес реакция добывающей скважины 172, рас-
положенной в 550 м от нагнетательной и эксплуатирующей совмес-
тно пласты Б2 и В [. По пласту В1 отмечается положительная реакция
на обработку гелеобразующим составом скважины 171. Обводнен-
ность добываемой продукции снизилась с 98,3 до 92,2%, увеличился
дебит по нефти с 1,7 до 7,8 т/сут., при практически неизменном от-
боре жидкости из скважины, равном 100-105 т/сут. Расчетная допол-
нительная добыча нефти за 1993-1995 годы составила 4040 т.
184
Добывающая скважина 173 расположена в 925 м от нагнетатель-
ной и эксплуатирует совместно пласты Б2 и Вг Установлена реак-
ция по обоим пластам. По пласту В( обводненность сразу же после
обработки скважины 171 уменьшилась с 85,2 до 82,9%, а по пласту
Б2 - с 80,2 до 66,9%. Указанная обводненность сохранялась в тече-
ние длительного времени.
Дополнительная добыча нефти по пластам Б2 - 410 т, В] - 1680 т.
Гелеобразующая композиция на основе нефелина и соляной кис-
лоты может быть использована для обработки и добывающих сква-
жин с целью ограничения добычи попутной воды.
В период с 29.08.93 по 06.09.93 проведены работы по закачке ге-
леобразующей композиции в добывающую скважину 310 на Савру-
шинском месторождении. Скважина, оборудованная УЭЦН, эксплу-
атирует продуктивный пласт Б2 бобриковского горизонта и пласт В]
турнейского яруса. Основной приток жидкости в скважину обеспе-
чивал пласт Б2.
Закачка нефелиново-кислотного раствора была осуществлена в 4
этапа. После промывки скважины закачали 50 м3 композиции и про-
давили в пласт 40 м3 воды, после чего на 80 часов оставили скважи-
ну для гелеобразования. Приемистость скважины при закачке геле-
образующей композиции составляла 160 м3/сут.
После пуска в работу скважина 310 отреагировала снижением
обводненности с 88,3 до 67,7%, снижением дебита по жидкости со
160 до 50 м3/сут., дебит по нефти из-за уменьшения добычи попут-
ной воды сохранился на прежнем уровне.
Следовательно, обработка гелеобразующей композицией обеспе-
чила ограничение водопритока в скважину, что позволило умень-
шить в три раза добычу воды.
По аналогичной технологии в период с 01.07.94 по 10.07.94 про-
изведена закачка гелеобразующей композиции в скважине 374 на
Ново-Кудринском месторождении. Скважина с помощью УЭЦН эк-
сплуатирует пласт турнейского яруса. Приемистость скважины
по воде составляла 240 м3/сут. при устьевом давлении 1,5-3,0 МПа.
Закачка в 4 этапа 60 м1 нефелиново-кислотного раствора произ-
водилась с помощью цементировочного агрегата. После закачки
185
40 м1 продавочной воды и простоя в течение 3 суток на гелеобразо-
вание скважину пустили в работу.
Скважина отреагировала уменьшением обводненности добывае-
мой жидкости с 93,8 до 68% и затем после некоторого времени ста-
билизацией на уровне 86%. Произошло увеличение дебита по нефти
с 5 до 8 т/сут. и уменьшение дебита жидкости с 80 до 52 т/сут. Допол-
нительная добыча нефти составила 1480 т.
Таким образом, на первом этапе применение на рассматриваемых
месторождениях ОАО “Оренбургнефть” гелеобразующих составов
на основе нефелина и соляной кислоты в целом показало удовлетво-
рительные результаты. Развитие этих работ на месторождении тре-
бует системного подхода к решению задач по выбору опытных учас-
тков и скважин, параметров гелеобразующих составов и объемов
закачки с учетом геолого-физических и технологических условий
разработки.
7.5. Промысловый эксперимент на Арланском месторождении
АНК “Башнефть”
Опытно-промышленные испытания гелевой композиции на осно-
ве нефелина были начаты в НГДУ “Арланнефть” в 1993 году. Экс-
перименты были организованы на пяти очагах воздействия, включа-
ющих в себя 5 водонагнетатсльных и 25 добывающих скважин. Один
из этих очагов (скважина 1300) расположен на Николо-Березовской
площади (рис. 7.6) и 4 (скважины 6698, 6818, 6822 и 6788) - на Вят-
ской площади (рис. 7.7).
Продуктивными пластами опытных очагов воздействия являют-
ся пласты верхней пачки терригенной толщи нижнего карбона, име-
ющие послойную неоднородность и сложенные, в основном, пссча-
но-алевролитовыми породаци. В скважину 1300 Николо-Березовс-
кой площади закачка гелеобразующей композиции велась по пласту
Сп; по скважинам № 6698, 6818, 6822, 6788 Вятской площади - по
пласту С|Ц.
Продуктивный пласт Сп на Николо-Березовской площади имеет
среднюю глубину залегания 1300 м, нефтенасыщенную толщину 6 м,
186
характеризуется пористостью, равной 19,3%, проницаемостью - 0,4
мкм2. Пласт С на Вятской площади имеет среднюю глубину зале-
гания 1400 м, нефтенасыщенную толщину - 5 м, пористость - 20,5%,
проницаемость - 0,23 мкм2.
Очаг скважины 1300 состоит из одной нагнетательной и пяти добы-
вающих скважин 1289, 1292, 1299, 1330 и 1346. Нагнетательная сква-
жина в начале эксплуатировалась как добывающая, отобрано 354 т
безводной нефти. Скважина переведена под нагнетание сточной воды
в декабре 1986 года. До закачки геля в нее закачано 6367 тыс. м’ воды.
Среднесуточная приемистость составляла 1400 мУсут. при давлении
закачки 12,5 МПа.
Минимальная обводненность добываемой жидкости по скважинам
очага 95,4% (скважина 1330), а максимальная - 99,4% (скважина 1289).
• 135
Рис. 7.6. Схема размещения скважин на опытном участке “скв. 1300":
1 и 2 - соответственно водонагнетательные и добывающие скважины
Очаг скважины 6698 состоит также из одной нагнетательной и
пяти добывающих скважин 6425, 6427, 6431, 6432 и 6426.
Нагнетательная скважина 6698 была пущена под закачку воды в
1986 году. До этого эксплуатировалась как добывающая, извлечено
31779 Т нефти И 71952 Т ВОДЫ, Обводненность добываемой жидко-
сти в момент перевода под нагнетание воды составляла 93%.
187
До обработки гелевой композиции в скважины 6698 закачано 1267
тыс. м3 воды. Среднесуточная приемистость скважины 6698 состав-
ляла 800 м3/сут. при давлении нагнетания 10 МПа.
В окружающих добывающих скважинах вскрыты пласты Сп, С|П,
CIV терригенной толщи нижнего карбона. Обводненность добывае-
мой жидкости по окружающим реагирующим скважинам изменяет-
ся от 86,9 до 94,9%.
Очаг скважины 6818 включает в себя одну нагнетательную и пять
добывающих скважин 6800, 6801, 6802, 6819 и 6820. Нагнетатель-
ная скважина 6818, вначале работавшая как добывающая, пущена
под закачку в 1976 году. Из нес отобрано 768 т нефти. Среднесуточ-
ная приемистость перед закачкой гелевой композиции составляла
200 м3/сут. при давлении закачки 9,6 МПа.
В добывающих скважинах очага воздействия вскрытые продук-
тивные пласты нижнего карбона представлены терригенными поро-
дами Ср Сп, С|Н, C|V и Cvo.
Очаг скважины 6822 состоит из одной водонагнетательной и пяти
добывающих скважин 6429, 6804, 6805, 6821 и 6823. Нагнетатель-
ная скважина 6822 с 1976 года по сентябрь 1985 года работала как
добывающая. За это время добыто 24467 т нефти и 88737 т воды.
Скважина освоена под нагнетание 30.09.85 при обводненности до-
бываемой жидкости 87%. До воздействия композицией на основе
нефелина в скважину закачано 1121 тыс. м3 воды. Среднесуточная
приемистость составляла 400 м3/сут. при давлении нагнетания 10,7 МПа.
В добывающих скважинах вскрыты продуктивные пласты Ср С1П,
C|V и Cv нижнего карбона. Обводненность добываемой жидкости по
реагирующим скважинам изменялась от 39 (скважина 6821) до 98%
(скважина 6429).
Очаг скважины 6788 состоит из одной нагнетательной и пяти до-
бывающих скважин 6, 6766, 6767, 6768, 6787. Нагнетательная сква-
жина 6788 в течение короткого времени, с мая 1976 года по октябрь
1976 года, работала как добывающая и отобрано 2715 т нефти. Пу-
щена под закачку воды в декабре 1976 года. До обработки гелем в
скважину закачано 2018 тыс. м' воды. Среднесуточная приемистость
составляла 200 м3/сут. при давлении нагнетания 9,3 МПа.
188
6768
676 7
6766
• 676 5
• 678$
\788
Ь7В7.
Рис. 7.7. Схема размещения скважин на опытных участках сква-
жин 6801, 6788, 6822 и 6698:
1 и 2 - водонагнетательные и добывающие скважины
В добывающих скважинах вскрытые продуктивные пласты Сп, СП|,
C|V, Cv и CVI представлены послойно неоднородными терригенными
породами. Обводненность добываемой жидкости по реагирующим
скважинам изменялась от 65 (скважина 6768) до 97% (скважина 6766).
Обработка водонагнетательных скважин гелеобразующим раство-
ром производилась следующим образом. В специальную емкость для
приготовления водного раствора нефелина подавалась минерализо-
ванная вода с водовода КНС. На струю воды вручную насыпали кон-
189
центрат нефелина. Разделительная сетка, установленная в емкости,
служила фильтром. Насосным агрегатом водный раствор нефелина
откачивали в емкость-отстойник. Скорость подачи воды с КНС ре-
гулировали таким образом, чтобы насосный агрегат успевал откачи-
вать приготовленный водный раствор нефелина. Кислотовоз через
специальный тройник был соединен с выкидной линией. Товарная
соляная кислота дозировалась в емкость-отстойник через тройник.
Для интенсивного перемешивания была создана циркуляция: “ем-
кость-отстойник - насосный агрегат - емкость-отстойник”. Раствор
доводился до требуемой кондиции. Для отстаивания механических
примесей готовый раствор в емкости в течение некоторого времени
находился в покое. Приготовленный раствор гелеобразующей ком-
позиции насосными агрегатами закачивали в нагнетательную сква-
жину.
После закачки раствора композиции нагнетательные скважины
закрывали на 48 часов для образования геля, и на это время останав-
ливали окружающие добывающие скважины первого ряда. Пуск в
работу водонагнетательных и добывающих скважин осуществляли
одновременно.
Влияние закачки гслсобразующей композиции на основе нефели-
на и соляной кислоты на Арланском месторождении оценивалось
путем изучения изменения приемистости водонагнетатсльных сква-
жин, снятием профилей приемистости продуктивного пласта, изме-
рениями дебитов и обводненности продукции добывающих скважин.
Исследования нагнетательных скважин методом кривых падения
забойного давления (КПД) до и после закачки гелевой композиции
позволяют судить об изменениях основных гидродинамических ха-
рактеристик пласта. Результаты гидродинамических исследований
скважин приведены в табл. 7.5.
Как видно из данных табл. 7.5, практически по всем очаговым
нагнетательным скважинам наблюдается ухудшение средних значе-
ний коэффициента проницаемости, гидропроводности и пьезопро-
водности пласта. Так например, по скважинам 1300, 6698 и 6822 об-
наружено уменьшение коэффициента гидропроводности на 24, 61 и
28% соответственно.
190
Таблица 7.5
Результаты гидродинамических исследований водонагпетательных
(очаговых) скважин Арланского месторождения до и после закачки
гелеобразующих растворов на основе нефелина
Номера нагнета- тельных скважин Дата иссле- дования Параметры пласта до и после закачки гелевого раствора
гидро- проводность, мкм2/мПа.с коэффициент проницае- мости, мкм2 коэффициент пьезопровод- ности, м2/с
1300 18.08.93 1,54 3,52 0,12
28.09.93 1,17 2,67 0,09
6698 30.08.93 0,93 2,80 0,09
02.11.93 0,36 1,Ю 0,03
6818 30.08.93 0,30 0,98 0,04
14.10.93 0,37 1,22 0,042
6822 31.08.93 0,40 1,76 0,61
04.11.93 0,29 1,23 0,42
6788 31.08.93 0,16 0,64 0,02
04.11.93 0,19 0,77 0,03
Таким образом, результаты промысловых экспериментов подтвер-
ждают образование геля в пластовых условиях и его влияние на усло-
вия добычи нефти. Наблюдается уменьшение обводненности продук-
ции добывающих скважин и рост среднесуточных дебитов по нефти
после закачки в пласт гелеобразующей композиции. Очевидно, это свя-
зано с перераспределением нагнетаемой воды по отдельным пропласт-
кам неоднородных пластов, возникновением новых линий тока и вов-
лечением в более активную разработку малопроницаемых пропласт-
ков, имеющих более высокую нефтенасыщенность, чем высокопрони-
цаемые и хорошо промытые водой прослои.
Дополнительная добыча нефти за счет применения гслеобразую-
щей композиции на основе нефелина и соляной кислоты была под-
считана по характеристикам вытеснения по методам Г С. Камбаро-
ва, А. М. Пирвердяна, Б. Ф. Сазонова, по 5 опытным участкам со-
ставила 1570 т. Объемы попутно добываемой воды сокращены на
38840 т. Получен экономический эффект за счет увеличения добычи
нефти и уменьшения добычи попутной воды.
191
ЕЯ Использование промстоков других
предприятий для повышения
эффективности заводнения
нефтяных залежей
8.1. Общая характеристика проблемы использования
сточных вод в системе поддержания пластового давления
В общем случае современные производственные процессы мож-
но представить в виде геохимически открытой системы, берущей из
природы исходные вещества и перерабатывающей их в продукцию
целевого назначения. Часть вещества переходит в отходы, поэтому
требуется применение дорогостоящих сооружений, ничего не про-
изводящих служб очистки отходов, в частности сточных вод.
Такая открытая система использования природных ресурсов при-
водит к нарушению экологического равновесия, к загрязнению ок-
ружающей среды. Для исключения этого необходимо дополнить фазу
нарушения природного равновесия восстановительной фазой, замы-
кающей цикл природопользования и образующей подобие природ-
ного геохимического кругооборота. Моделью такого кругооборота
может служить природная экологическая система, где отходы одних
производств служат сырьем или рабочим агентом для производства
продукции другими организациями. Примером такого решения яв-
ляется использование сточных вод других предприятий для поддер-
жания пластового давления при добыче нефти.
Использование сточных вод сторонних предприятий выгодно как
для нефтедобывающих предприятий, так и для производств, образу-
ющих эти сточные воды. При этом для НГДУ уменьшаются затраты
на строительство и эксплуатацию водозаборных сооружений, трубо-
проводов, водоочистных объектов, резервуаров и насосных станций.
Кроме того, большинство сточных вод других предприятий облада-
ют лучшей нефтевытесняющей способностью, чем пресные воды,
192
менее коррозионноактивны. Для сторонних организаций выгода зак-
лючается в уменьшении капитальных вложений и эксплуатационных
расходов на строительство дорогостоящих водоочистных сооруже-
ний и на их эксплуатацию. Таким образом, использование сточных
вод других предприятий в нефтедобыче дает не только экологичес-
кий, но и экономический эффект.
Значительный практический опыт по использованию сточных вод
других предприятий, накопленный нефтяниками Республики Баш-
кортостан для заводнения продуктивных пластов, показывает реаль-
ную возможность замены ими дефицитных пресных вод.
Утилизация сточных вод в систему поддержания пластового дав-
ления позволяет уменьшить потребление пресной воды, предотвра-
тить сброс минерализованных и содержащих вредные вещества сто-
ков в водоемы и тем самым исключить возможность загрязнения их.
В настоящее время основная часть воды, добываемой вместе с
нефтью, возвращается в пласт для поддержания давления и вытесне-
ния нефти из залежи. Сточные воды промыслов по сравнению с пре-
сными водами обладают более высокими нефтевытесняющими свой-
ствами. Однако попутные пластовые воды при подъеме на дневную
поверхность и прохождении через объекты нефтепромыслового хо-
зяйства насыщаются химическими продуктами. Многие химреаген-
ты, применяемые в добыче нефти, в значительной мере способству-
ют загрязнению их. Так, например, при полимерном заводнении и
применении ПАВ для увеличения нефтеотдачи образуются очень
стойкие водонефтяныс эмульсии, для разрушения которых требует-
ся большой расход реагентов, тепла и т.д. Повышением агрегатив-
ной устойчивости сопровождается применение “щелочного”, “угле-
кислотного”, “мицеллярно-полимерного” заводнения и др.
Значительно увеличивают скорость образования водонефтяных
эмульсий ингибиторы парафиноотложения, химические реагенты,
применяемые для предотвращения образования неорганических со-
лей и уменьшения процессов коррозии нефтепромыслового обору-
дования. Использование в технологических процессах добычи не-
фти различных кислот и бактерицидов затрудняет процессы очистки
воды от эмульгированной нефти.
193
При тепловых методах воздействия на пласт повышение темпе-
ратуры способствует также переводу в воду низкоплавких парафи-
нов и асфальтеновых материалов, которые ведут себя как твердые
вещества, затрудняя удаление загрязнений.
Нефтепромысловые сточные воды могут быть заражены сульфат-
восстанавливающими бактериями. Образующийся в результате суль-
фатредукции сероводород ухудшает качество нефти и газа. При этом
повышается коррозионная активность воды, появляется возможность
образования гипса в скважинах. Тонкодисперсный сульфид железа и
бактериальная биомасса забивают коллекторы, снижая проницае-
мость пород и нефтеотдачу.
В нефтепромысловых водах имеются растворенные газы, такие
как: кислород, сероводород, углекислый газ, резко интенсифициру-
ющие коррозионную активность сточных вод. В результате этого
происходит быстрое разрушение нефтепромыслового оборудования
и загрязнение вод продуктами коррозии.
Эффективность заводнения продуктивных пластов нефтяных ме-
сторождений в значительной степени определяется качеством вод,
закачиваемых в продуктивные пласты, то есть способностью их обес-
печивать наиболее полное вытеснение нефти и фильтроваться без
снижения проницаемости породы призабойной зоны и пласта в це-
лом. К сточным водам, закачиваемым в продуктивные пласты,
предъявляются следующие требования (23-30, 45, 89, 92, 93):
1) закачиваемая вода должна обладать высокими фильтрацион-
ными и нефтевытесняющими свойствами;
2) содержание механических примесей и нефтепродуктов в на-
гнетаемой воде должно находиться в пределах, не вызывающих рез-
кого снижения приемистости водонагнетательных скважин при дли-
тельной эксплуатации;
3) закачиваемая вода должна быть микробиологически и хими-
чески совместима с пластовой водой и породой коллектора;
4) закачиваемая вода не должна быть коррозионно-активной.
Фильтрационные и нсфтсвытесняющис свойства различных ти-
пов вод исследованы многими авторами (23-30, 89-92 и др.). Иссле-
дователями институтов ВНИИнефть, БашНИПИнефть, ТатНИПИ-
194
нефть, “Гипровостокнефть”, ВНИИСПТнефть и других установле-
но, что сточные воды некоторых промышленных предприятий обла-
дают более высокой фильтрационной и нефтевытесняющей способ-
ностью по сравнению с пресными водами из-за присутствия в них
различных химреагентов, влияющих на характер смачиваемости по-
верхности пород водой или нефтью и на разбухаемость глинистых
составляющих. Кроме того, некоторые сточные воды могут обла-
дать повышенной вязкостью по сравнению с пресными и тем самым
обеспечить лучший охват неоднородного пласта воздействием. Это
способствует уменьшению объема попутно добываемой воды, уве-
личению конечного коэффициента нефтеотдачи пласта.
По договоренности между НГДУ “Арланнефть” и бывшим заво-
дом “Искож”, ныне вошедшим в состав АО “Объединение “Искож”,
в 1979 году была построена и пущена в эксплуатацию система ис-
пользования сточных вод АО “Искож” для поддержания пластового
давления при разработке Арланского месторождения. В частности,
для этой цели был выбран Акинеевский опытный участок Николо-
Березовской площади Арланского месторождения.
В течение длительного времени эта система работает достаточно
надежно без особых осложнений и обеспечивает суточную закачку
воды в количестве 3,5-4,0 тыс. м1. В общей сложности закачано в
нефтяные пласты около 18 млн. м’ сточных вод АО “Искож”. На-
коплен большой фактический материал, характеризующий влияние
закачки сточных вод этого предприятия на эффективность разработ-
ки нефтяных залежей и эксплуатационную надежность оборудова-
ния для закачки воды и добычи нефти. Рассматриваемый промысло-
вый эксперимент представляет ценность и тем, что в течение дли-
тельного времени в выбранные водонагнетательныс скважины дру-
гие воды нс закачивались, так что в этом отношении эксперимент
оказался “чистым”. Поэтому показатели добычи за этот период по-
зволяют делать вполне обоснованные выводы по рассматриваемым
задачам.
195
8.2. Анализ эффективности закачки сточных вод АО “Искож”
на Акинеевском участке Арланского месторождения
8.2.1. Производственные сточные воды АО “Искож”
Производственные сточные воды АО “Искож” образуются в ре-
зультате деятельности хлопкопрядильного производства, фабрик
прокладочных материалов и трикотажной, потребляющих соответ-
ственно в среднем 300, 900 и 3500 м’/сут. пресной воды. Небольшое
количество стоков образуется в заводской котельной и при промыв-
ке фильтров предварительной водоподготовки.
Исходной водой, используемой в перечисленных производствах,
является вода реки Камы, подаваемая из системы водоснабжения
автозавода г. Нефтекамска. В соответствии с технологическими рег-
ламентами на основное производство к воде, используемой в кра-
сильном производстве, на трикотажной фабрике и при изготовлении
прокладочных материалов, предъявляются определенные требова-
ния. За основные показатели качества пресной воды для производств
приняты:
1) жесткость - не более 0,3 мг-экв/л;
2) содержание железа - не более 0,1 мг/л;
3) прозрачность - не менее 30 см;
4) (pH) - 6,5-8,5.
Предусмотрено и осуществляется умягчение воды с добавлени-
ем NaCl.
Изучение и анализ процессов водоподготовки показали, что ка-
чество пресной воды на выходе из установки в основном соответ-
ствуют установленным требованиям. Следует отметить как положи-
тельный момент с точки зрения последующего использования про-
мстоков для вытеснения нефти из пористой среды наличие процесса
умягчения воды. Дело в том, что жесткие воды, к которым относят-
ся пресные воды и промысловые стоки, недостаточно эффективно
вытесняют нефть из пористой среды. Это является одним из факто-
ров, обусловливающих относительно низкую конечную нефтеотда-
чу пласта.
196
Преимуществом сточной воды АО “Искож” перед промысловы-
ми сточными водами является отсутствие в ней нефтепродуктов,
повышенное значение pH, наличие растворенных ПАВ, снижающих
межфазное натяжение на границе “вода-нефть”, отсутствие корро-
зионно активных компонентов, таких как СО2 и H2S. Для сравнения
приведем данные о содержании нефтепродуктов в промысловых сточ-
ных водах Арланского месторождения, используемых в системе под-
держания пластового давления. По данным анализов вод, проводи-
мых ЦНИПРом НГДУ “Арланнефть”, содержание нефти и нефте-
продуктов в сточных водах меняется от 40 до 160 мг/л.
8.2.2. Геолого-физическая характеристика продуктивных
пластов Лкинеевского участка
Акинсевский участок расположен на северо-восточном пологом
склоне Арланского месторождения (рис. 8.1).
Продуктивными на площади являются отложения терригенной
толщи нижнего карбона, представленные пятью песчаными и песча-
но-алевролитовыми пластами (Сц, C|Vo, C|V, Cv и CV1), объединенны-
ми в две продуктивные пачки - нижнюю и верхнюю.
Геологическое строение продуктивных пластов является типич-
ным для Николо-Березовской площади Арланского месторождения
и относится к разряду сложнопостроенных и малопродуктивных.
Северная часть Акинеевского опытного участка характеризуется
лучшими коллекторскими свойствами пластов, чем южное поле.
Пластовые нефти залежей на рассматриваемой площади отличают-
ся повышенным содержанием асфальтенов, смол и серы. Содержа-
ние растворенного газа в пластовых условиях составляет 10,8-12,3
нм3/т, объемный коэффициент нефти равен 1,022, плотность при дав-
лении, равном давлению насыщения нефти газом - 883 кг/м3, дина-
мическая вязкость при давлении, равном давлению насыщения, из-
меняется в пределах 18,5-19,2 мПа.с, давление насыщения пласто-
вой нефти газом изменяется от 3,8 до 5,1 МПа.
Вязкость дегазированной нефти при температуре 20°С изменяет-
ся от 28,7 до 37,1 мПа.с, составляя в среднем 32,4 мПа.с. Массовое
197
223
Рис. 8.1 Карти разработки Акинеевской площади:
/ - водонагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины
198
содержание серы в нефти равно 2,7%, асфальтенов - 5,3%, смол се-
ликагелевых - 27,5%, парафинов - 2,2%.
В состав попутного газа входят углекислый газ и азот, мольная
концентрация которых соответственно составляет 2,36 и 26,43%.
Плотность газа при стандартных условиях равна 1,543 кг/м\
Пластовые воды Акинеевской площади являются высокоминера-
лизованными и относятся к хлоркальцисвому типу. Общая минера-
лизация пластовых вод составляет 274,3 г/л. Динамическая вязкость
пластовых вод равна 1,6 мПа.с, плотность -1184 кг/м3, а pH -4,9-5,8.
В технологической схеме предусмотрена разработка южного поля с
применением системы площадного заводнения при плотности сетки
скважин 9 га/скв. по девятиточечной схеме их размещения. Главной
задачей опытно-промышленных работ является испытание на южном
поле более интенсивной системы разработки, чем на северном.
Разработка продуктивных пластов северного поля осуществля-
ется при плотности сетки скважин, равной 16 га/скв., с применени-
ем также площадного заводнения по схеме, близкой к девятиточеч-
ной обращенной.
При составлении проекта разработки технологические показате-
ли разработки южного и северного полей рассчитывались гидроди-
намическими методами, позволяющими лишь приближенно оценить
влияние плотности сетки скважин на показатели добычи нефти, в
том числе и на конечную нефтеотдачу.
Коэффициент вытеснения нефти из моделей пористых сред ос-
новных продуктивных пластов определяли в институте БашНИПИ-
нефть. В качестве вытесняющей жидкости использовалась сточная
вода промысла и промстоки АО “Искож”. Для сравнения опыты были
проведены по вытеснению нефти и пресной водопроводной водой.
По результатам вытеснения нефти сточной и водопроводной во-
дой были рассчитаны и построены зависимости относительных про-
ницасмостсй для нефти и воды от водонасыщснности модели плас-
та. Показано, что сточная вода АО “Искож” лучше вытесняет акинс-
свскую нефть из модели пласта, чем водопроводная.
Коэффициент вытеснения нефти СТОЧНОЙ водой завода “Искож”
составил 0,76+0,02, а водопроводной - 0,70±0,02. В опытах по вы-
199
теснению моделировалась связанная вода, содержание которой со-
ставляло 8,2% от объема пор. Остаточная нефтенасыщенность при
вытеснении нефти сточной и водопроводной водой составила соот-
ветственно 22 и 28% от объема пор модели пласта.
В технологической схеме разработки, составленной институтом
БашНИПИнефть (1978 г.), обоснована конечная нефтеотдача пластов
для южного поля 0,49, а для северного - 0,44. Следует отметить, что
значения запроектированных коэффициентов нефтеотдачи как для
южного, так и для северного полей, по нашему мнению, явно завышены.
8.2. J. Оценка влияния закачки сточных вод АО “Искож”
на показатели добычи нефти
Оценка влияния закачки сточных вод в продуктивные пласты
Акинеевского участка производилась путем сравнения основных
показателей его разработки соответствующих объектов Арланской
и Ново-Хазинской площадей, залежи которых характеризуются луч-
шими геолого-физическими параметрами. Для сравнения были при-
няты следующие характеристики:
1) темп отбора нефти по годам разработки;
2) зависимость обводненности продукции скважин от текущей
нефтеотдачи пласта;
3) текущий водный фактор;
4) суммарный водный фактор от текущего коэффициента нефте-
отдачи и безразмерного времени разработки.
Сравнение приведенных показателей показало, что показатели
разработки на участке, где применяются сточные воды АО “Искож”,
выгодно отличаются от соответствующих объектов Николо-Березов-
ской и Арланской площадей. Приведем наиболее важные результа-
ты сравнительного анализа.
На рис. 8.2 приведены графики изменения обводненности добы-
ваемой продукции скважин в зависимости от текущего коэффициен-
та нефтеотдачи пласта. Несмотря на идентичность условий разра-
ботки сравниваемых объектов графики на рисунке существенно от-
личаются между собой. Так, например, к моменту извлечения деся-
200
Рис. Я.2. Связь между текущим коэффициентом нефтеотдачи и
обводненностью продукции скважин:
I - опытный участок в целом; 2 - северное поле; 3 - южное поле;
4 и 5 - Арланская и Николо-Березовская площади
201
ти процентов балансовых запасов нефти обводненность продукции
скважин составила: на северном поле опытного участка около 18%,
на южном поле - 22,5%, в целом на Акинеевском опытном участке -
19,5%, тогда как значение этого показателя для Николо-Березовс-
кой площади достигло 52%, а для Арланского месторождения 55%.
При отборе 20% балансовых запасов нефти установившаяся законо-
мерность сохранилась. К этому моменту времени обводненность до-
бываемой нефти на северном поле составила 45%, а по скважинам
Николо-Березовской площади достигла 85%, то есть разница в об-
водненности выросла.
Закачка сточных вод АО “Искож” оказалась более эффективной
и по суммарному водному фактору. Наименьшее количество воды
на единицу объема нефти отобрано (рис. 8.3) на северном поле опыт-
ного участка, а наибольший объем попутной воды добыт на Арланс-
кой площади. Причем наблюдается существенная разница между зна-
чениями суммарного водного фактора для рассматриваемых объек-
тов. Если для Арланской площади суммарный водный фактор к мо-
менту отбора 30% начальных балансовых запасов нефти был равен
4, то для северного поля этот показатель лишь 1,25. Таким образом,
на северном поле Акинеевского опытного участка с каждой тонны
нефти добыто почти в 4 раза меньше попутной воды, чем из скважин
Арланской площади. Таким образом, вытеснение нефти из пластов
Акинесвской площади происходит более равномерно.
Приведенные данные показывают, что основные показатели раз-
работки Акинеевского опытного участка и выделенных на нем по-
лей выгодно отличаются от соответствующих показателей разработ-
ки Николо-Березовской и Арланской площадей. Все это позволяет
утверждать, что закачка в пласт сточной воды АО “Искож” на Аки-
неевском опытном участке способствовала улучшению процесса
разработки нефтяной залежи.
Прогнозирование конечной нефтеотдачи для анализируемого
опытного участка и выделенных на нем полей выполнялось по мето-
ду М. И. Максимова, который основан на результатах лабораторных
опытов по вытеснению нефти водой.
По этому методу рассчитаны конечные коэффициенты нефтеот-
202
Рис. 8.3. Связь между текущим коэффициентом нефтеотдачи и
суммарным водным фактором:
1 - опытный участок в целом; 2 - северное поле;
3 - южное поле; 4 и 5 - Арланская и Николо-Березовская площади
203
дачи пластов по северному и южному полям опытного участка и в
целом для Акинеевского опытного участка. Прогнозный конечный
коэффициент нефтеотдачи пластов в целом для Акинеевского участка
составил 0,45, в том числе по северному полю 0,47, по южному - 0,43.
Как видно из приведенных данных прогнозные конечные коэффи-
циенты нефтеотдачи несколько отличаются от проектных. В проек-
те разработки было предусмотрено получение конечной нефтеотда-
чи для северного поля 0,44, а для южного - 0,49. В действительности
же северное поле, разрабатываемое более редкой сеткой скважин,
чем южное, и с применением сточных вод АО “Искож”, характери-
зуется большей нефтеотдачей. Таким образом, разница текущей неф-
теотдачи пластов северного и южного полей за счет использования
промстоков АО “Искож” составит не меньше 4%.
8.3. Использование дистиллерной жидкости для повышения
эффективности разработки Бузовьязовского месторождения
АНК “Башнефть”
На Бузовьязовском месторождении АНК “Башнефть” с декабря 1983
года с целью повышения эффективности разработки пласта Д, осуще-
ствляется закачка дистиллерной жидкости, которая имеет ряд преиму-
ществ по сравнению с закачиваемой пресной и сточной водами:
1) характеризуется более низким содержанием КВЧ и мехпримесей;
2) способствует увеличению приемистости нагнетательных сква-
жин на 15%;
3) нс содержит нефть и нефтепродукты;
4) обладает меньшей коррозионной активностью по отношению
к металлу оборудования и водоводов.
Дистиллерная жидкость является промышленным стоком при
производстве соды на Стерлитамакском производственном акцио-
нерном объединении “Сода”. Эти стоки, объем которых превышает
20 млн. м' в год, собираются в специальные пруды - накопители и в
паводковый период сбрасываются в реку Бедую.
В то же время АНК “Башнефть” для поддержания пластового
давления при разработке нефтяных залежей ежегодно использует
204
значительный объем природных пресных вод. Поэтому использова-
ние для заводнения нефтяных залежей дистиллерной жидкости вме-
сто пресных вод позволяет не только сохранить запасы пресновод-
ных источников, но в значительной мере способствует охране окру-
жающей среды от загрязнения минерализованными водами.
При получении соды как отход производства образуется суспен-
зия, состоящая из твердой фазы (18-25%) и воды в количестве 75-
82%. Наличие твердой фазы препятствует непосредственному сбро-
су суспензии в реку, поэтому, выходя из дистиллера через станцию
перекачки, она поступает в специальные отстойники, так называе-
мые “белые моря”, состоящие из нескольких отсеков.
Химический состав твердой фазы дистиллерной суспензии в шламо-
накопителс и жидкой фазы - дистиллерной жидкости в регулирующем
бассейне по данным БашНИПИнефть представлен в табл. 8.1 и 8.2.
Таблица 8.1
Химический состав твердой фазы дистиллерной суспензии
Массовая доля, %
СаСО, Са(ОН)2 CaSO4 MgO SiO, R?O, CaO
61,6 15,6 2,7 2,7 5,6 6,0 4,8
Таблица 8.2
Химический состав дистиллерной жидкости в регулирующем бассейне
АО “Сода”
Плотность при 20°C, кг/м3 рн Массовая доля, г/дм3 Щелочность, мг. экв/дм'
СГ Са++ 8О4- по метил- оранжу по фенол- фталеину
1090 11 106,5 41,0 0,95 47,6 46,1
Транспортировка дистиллерной жидкости из регулирующего бас-
сейна по трубопроводу может вызвать инкрустацию его внутренней
поверхности. Для предупреждения такой опасности дистиллерную
жидкость специально подготавливают, снимая перенасыщенность
растворов путем разбавления водой реки Белой.
205
Разбавленная жидкость подвергается карбонизации газами изве-
стковых печей. Выходящая из карбонизатора дистиллерная жидкость
должна иметь pH, равный 7,2-8,8. Контроль за полнотой карбониза-
ции осуществляется с помощью pH-метра, электроды которого по-
мещены в отстойник после карбонизатора. Из карбонизатора жид-
кость поступает в первый отсек накопителя, где осветляется. Освет-
ленная часть дистиллерной жидкости перекачивается во второй от-
сек накопителя, откуда насосной станцией может подаваться для
транспортировки по трубопроводам на нефтяные месторождения.
Химический состав подготовленной дистиллерной жидкости пред-
ставлен в табл. 8.3.
Закачиваемая в пласт вода взаимодействует с породой и в первую
очередь с содержащейся в ней глиной.
В результате лабораторных исследований, выполненных в Баш-
НИПИнефть, получено, что рост pH раствора за счет увеличения
содержания гидроокиси кальция не способствует набуханию глин и
по величине коэффициента набухания воды располагаются в следу-
ющем порядке: подрусловая вода реки Демы, пластовая вода, дис-
тиллерная жидкость с pH = 7,2, дистиллерная жидкость с pH =11.
Поверхностные натяжения дистиллерных жидкостей на границе
с керосином близки к пластовой воде, но ниже чем подрусловые воды
реки Демы.
Результаты опытов по расслоению водо-нефтяных эмульсий по-
казали, что дистиллерная жидкость с pH = 11, с нефтью дает менее
устойчивую эмульсию, чем другие воды.
Таблица 8.3
Химический состав подготовленной дистиллерной жидкости для заводне-
ния нефтяных пластов (поданным БашНИ ПИ нефть)
Способ подготовки pH Плотность при 20°С, кг/м1 Вязкость при 20°С, мПа.с Массовая доля, г/дм5 Щелочность, мг-экв/дм
СТ Ca+t so, K’+Na'
Карбони- 7,5 1087 1,39 72,3 28,9 0,57 13,8 0,6
зация 8,8 1087 1,28 72,3 29,3 0,52 13,5 1,6
Щелочной способ 11,0 1121 1,32 101,3 37,1 0,72 23,4 4-7
206
Как известно, одной из важнейших характеристик жидкостей,
используемых для ППД, является нефтевытесняющая способность.
Сопоставительные исследования нефтевытссняющих свойств раз-
личных жидкостей проводились в БашНИПИнефть на естественных
образцах пород и в условиях, приближенных к пластовым.
Результаты лабораторных исследований показали, что дистиллер-
ная жидкость приводит к увеличению коэффициента вытеснения не-
фти на 4-8% по сравнению со сточной водой.
Дистиллсрныс жидкости как щелочные растворы о бпадают зн а-
чительной коррозионной активностью по сравнению с промысловы-
ми сточными водами. Коррозионная активность дистиллерных жид-
костей увеличивается при наличии в них кислорода. Так, если ско-
рость коррозии стали в дистиллерной жидкости с pH = 7,2 составля-
ет 0,06 г/(м2ч), то в присутствии кислорода она достигает 1,2 г/(м2ч).
Таким образом, комплексные промысловые исследования, выпол-
ненные в БашНИПИнефть, показали, что дистиллсрныс жидкости
при использовании в системе ППД характеризуются более высоки-
ми параметрами, чем пресные и сточные воды нефтепромыслов. Эти
выводы подтверждаются опытом применения дистиллерных жидко-
стей для заводнения нефтяных залежей на других месторождениях
АНК “Башнефть”.
Дистиллерная жидкость, подаваемая для заводнения нефтяных
месторождений, подготавливается на Стерлитамакском акционерном
объединении “Сода”.
На нефтяных месторождениях в существующей системе заводне-
ния предусмотрена раздельная закачка дистиллерной жидкости и сточ-
ных или пресных вод. Кроме того, нагнетание щелочной дистиллер-
ной жидкости осуществляется по закрытой системе без контакта с
воздухом.
Опыт закачки дистиллерных жидкостей на Бузовьязовском и дру-
гих месторождениях показывает, что взаимодействие дистиллерных
жидкостей с пластовыми и закачиваемыми водами нс вызывает ка-
ких-либо осложнений.
Закачка дистиллерной жидкости в нагнетательные СКВЗЖИНЫ Осу-
ществляется кустовыми насосными станциями по существующим
207
водоводам и по типовой технологии заводнения нефтяных месторож-
дений.
Нагнетательные скважины оборудованы колонной насосно-комп-
рессорных труб (НКТ). Пространство между НКТ и обсадной колон-
ной обрабатывается пенообразующими ингибиторами коррозии. Ус-
тье скважин оборудовано типовой арматурой, применяемой для на-
гнетания воды, в обычном исполнении.
На КНС устанавливаются насосы, применяемые для обычного
заводнения. Контроль за закачкой дистиллерной жидкости в нагне-
тательные скважины осуществляется с помощью расходомеров и
манометров.
Перед началом закачивания дистиллерной жидкости проводится
комплекс исследовательских работ на нагнетательных скважинах:
определяются приемистость, давление нагнетания, пластовое давле-
ние и др.
По контрольным скважинам снимаются кривые восстановления
пластового давления (КВД), по которым определяются параметры
пласта. Определяется охват пласта заводнением с помощью глубин-
ных расходомеров.
Как правило, при закачке дистиллерной жидкости происходит
выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин.
На основании анализа результатов длительной закачки дистил-
лерной жидкости выработаны следующие требования к нагнетатель-
ным скважинам и участку воздействия в целом:
1) нагнетательная скважина должна обладать приемистостью не
менее 150 м’/сут., обводненность окружающих добывающих сква-
жин должна составлять не более 80-90%;
2) участок воздействия должен характеризоваться высокой оста-
точной нефтенасыщенностью.
Для контроля за качеством поступающей дистиллерной жидко-
сти отбираются пробы, по которым определяется содержание меха-
нических примесей, ионов железа, плотности, величина pH и прово-
дятся другие химические анализы в соответствии с существующими
требованиями руководящих документов.
Для контроля за обводненностью добываемой продукции при за-
208
качке дистиллерной жидкости проводятся исследования с помощью
трассатора (индикатора) до и в процессе закачивания дистиллерной
жидкости. В качестве индикатора используются вещества, которые
не вступают в реакцию с пластовыми и закачиваемыми жидкостями
и практически не адсорбируются на породе.
Объем и концентрацию необходимо выбирать так, чтобы при филь-
трации по пласту индикатор не растворялся до концентрации, кото-
рую невозможно измерить.
Кроме контроля за движением дистиллерной жидкости по плас-
ту закачка индикатора может использоваться для оценки гидродина-
мической связи между скважинами в различных направлениях, что
очень важно для эффективного контроля за процессом. Наиболее
полная информация может быть получена при сочетании гидродина-
мических исследований и закачки индикатора.
По состоянию на начало 1997 года на Бузовьязовском месторож-
дении в пласт Д! закачано около 6 млн.м1 дистиллерной жидкости,
что составляет 48,9% от общего объема закачки.
Анализ данных разработки пласта Д( показывает стабилизацию
добычи нефти, снижение темпа роста обводненности и в последние
годы наблюдается стабилизация и уменьшение текущего водного фак-
тора.
На рис. 8.4 приводится зависимость суммарного водного фактора
ZR[( от безразмерного времени разработки х. Значение х определя-
лось по формуле:
"о (8|)
где QA(t) - функция изменения отбора жидкости во времени разра-
ботки; Q||b - начальные балансовые запасы нефти.
Обычно на поздних этапах разработки нефтяных залежей на жес-
тководонапорном режиме наблюдается увеличение темпа роста те-
кущего водного фактора во времени. Это обусловлено существен-
ным уменьшением доли нефти в добываемой жидкости. Как видно
из рис. 8.4, на всем диапазоне изменения т водный фактор для плас-
та Д, увеличивается медленными темпами по сравнению с аналогич-
209
ными залежами нефти, приуроченными девонскому горизонту. Бо-
лее того, в последние годы наблюдается стабилизация и снижение
этого показателя. Такое необычное для показателей разработки яв-
ление, очевидно, связано с увеличением фильтрационных сопротив-
лений обводненных и промытых водой высокопроницаемых пропла-
стков продуктивного пласта в связи с осадкообразованием в порис-
той среде. Это подтверждается данными изменения во времени про-
филей приемистости нагнетательных скважин.
Рис. 8.4. Зависимость текущего водного фактора ZRS от безразмерно-
го времени разработки Т
Снижение водного фактора сопровождается уменьшением коли-
чества попутно добываемой воды и повышением эффективности
вытеснения нефти из пористой среды.
График изменения обводненности добываемой жидкости, постро-
енный в зависимости от текущей нефтеотдачи пласта (рис. 8.5), так-
же имеет ряд особенностей. В настоящее время разработка пласта
210
должна сопровождаться интенсивным ростом обводненности продук-
ции скважин. Как видно из рис. 8.5, в течение последних лет наобо-
рот наблюдается снижение обводненности добываемой жидкости.
Анализ предварительных результатов закачки дистиллерной жидко-
сти для заводнения пласта Д показал следующее:
Рис. 8.5. Связь между коэффициентом нефтеотдачи и обводнеппостыо
добываемой жидкости плисти Д1 Бузовьязовского месторождения
1) при закачке дистиллерной жидкости происходит выравнива-
ние профилей приемистости пласта в нагнетательных скважинах;
2) в начальный момент закачки дистиллерной жидкости наблю-
дается некоторое увеличение приемистости скважин, в дальнейшем
- уменьшение приемистости до трех раз;
3) обводнение добываемой продукции вначале растет, достигает
максимума и в дальнейшей снижается.
Таким образом, закачка дистиллерной жидкости на Бузовьязовском
месторождении оказалась мероприятием эффективным и позволит по-
лучить более высокую нефтеотдачу при меньшем отборе попутной воды.
211
Литература
1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефте-
отдачи пластов. - М.: Недра, 1986. - С. 308.
2. Сургучев М. Л., Симкин Э. М. Факторы, влияющие на состояние
остаточной нефти в заводненных пластах // Нефтяное хозяйство. - 1988. -
№9. - С. 31-36.
3. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытес-
нения нефти водой в лабораторных условиях. - М.: МНП. - 1986. - С. 17.
4. Ограничение притока подошвенной воды гидрофобными водонеф-
тяными эмульсиями / Галыбин А. М., Казакова А. В., Поддубный О. А. и
др. //РНТС. Нефтепромысловое дело. - 1981. - № 9. - С. 18-21.
5. Лебедев Е. И. Определение момента гелеобразования полимерных
композиций // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 9. - С. 18-21.
6. Алмаев Р. X., Рахимкулов И. X., Асмоловский В. С. и др. Силикат-
но-щелочное воздействие на пласт в условиях Арланского месторожде-
ния // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 9. - С. 22-26.
7. Габдрахманов А. Г, Алмаев Р. X., Кашапов О. С. и др. Совершен-
ствование метода повышения нефтеотдачи пластов с помощью щелочно-
полимерной системы // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 4. - С. 30-31.
8. Сегалова Е. Е., Ребиндер П. А. И Коллоид, ж-л. - 1948. Т 10. - № 3. -
С. 223.
9. Коробов К. Я., Антипин Ю. В. О нарушении линейного закона филь-
трации при низких градиентах давления. // Нефтяное хозяйство. - 1968. -
№ 8. - С. 26-28.
10. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Баш-
кортостана / Абызбаев И. И., Сыртланов А. Ш., Викторов П. Ф., Лозин
Е. В. - Уфа: кн. изд-во “Китап”, 1994. - С. 180.
И. Руководство по применению системной технологии разработки
нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами / Бучен-
ков Л. И., Бадалянц Г А., Горбунов А. Т. - М.: ВНИИ, 1987. - С. 83.
12. Муслимов Р. X., Шавалиев А. М., Хисамов Р. Б., Юсупов И. Т.
Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного место-
рождения. Издание в 2 т. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - Т II. - С. 286.
13. Патент№ 1653404. Состав для заводнения нефтяного пласта / Фах-
ретдинов Р. Н., Галимов И. М., Нигматуллина Р. Ф., Ленченкова Л. Е. -
Опубл. 27.05.93. - С. 3.
212
14. Ленченкова Л. Е., Ганиев Р. Р. Первые результаты применения
композиций на основе НПАВ для повышения эффективности разработ-
ки слабопроницаемых карбонатных коллекторов / Тез. док. респуб. кон-
ференции: Новые методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсифи-
кация добычи нефти в республике. - Уфа, 1990.
15. Дсвликамов В. В., Рогачев М. К. Влияние ПАВ на реологические
свойства нефти // Нефтяное хозяйство. - 1976. - № 7. - С. 29-31.
16. Дсвликамов В. В. Взаимодействие нефти с растворами ПАВ и СО2
/ Коллоидная химия нефти и нефтепродуктов И Всесоюзная школа, тези-
сы докладов. - Уфа, 1985. - С. 46-48.
17. Девликамов В. В., Хабибуллин 3. А., Кабиров М. М. Аномальные
нефти. - М. : Недра, 1975. - С. 168.
18. Девликамов В. В. О структурной вязкости нефтей // Изв. вузов.
Сер. Нефть и газ. - 1967. - № 11. - С. 97-99.
19. Дсвликамов В. В., Хабибуллин 3. А. Структурно-механические
свойства нефтей некоторых месторождений Башкирии // Нефтяное хо-
зяйство. - 1968. -№ 10. - С. 37-41.
20. Девликамов В. В., Кабиров М М, Хабибуллин 3. А и др. Метод
определения “Застойных зон” при фильтрации неньютоновских нефтей в
пористой среде // Материалы научно-технической конференции Уфим.
нефт. ин-та. - Уфа: Башкнигоиздат, 1973. - С. 68-69.
21. Хлебников В. Н., Андреева А. А., Ленченкова Л. Е. Влияние мине-
рализации на поверхностную и адсорбционную активность неионогенных
поверхностно-активных веществ в условиях карбонатных коллекторов //
Башкирский химический журнал АН РБ. - Т 1. - № 4. - 1994. - С. 30-34.
22. Зюрин В. Г, Сайфутдинов Ф. X., Ленченкова Л. Е. Совершенство-
вание техники и технологии применения жидкого стекла в композиции с
соляной кислотой для снижения обводненности скважин И В сб. трудов
ин-та БашНИПИнефть. Вып. 91. - Уфа: Башкнигоиздат, 1995. - С. 75-81.
23. Байков У М. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. -
М.: Недра, 1981.
24. Байков У М. Подготовка и нагнетание воды для поддержания пла-
стового давления на нефтяных месторождениях Башкирии. - М.: ВНИИ-
ОЭНГ, 1984. - Вып. 9 (Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело).
25. Редькин И. И. Последствия закачки сточных вод с повышенным
содержанием механических примесей на Кулешовском месторождении /
РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. - Вып. 5. - М.: ВНИИОЭНГ, 1982.
213
26. Редькин И. И. Подготовка и нормирование качества воды для за-
воднения нефтяных месторождений с различными типами коллекторов. -
М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - Вып. 10 (Обзорная информация. Сер. Нефте-
промысловое дело).
27. Скоморовская Н. И. К нормированию допустимых пределов со-
держания механических примесей в сточных водах для заводнения не-
фтяных пластов // Нефтяное хозяйство. - 1979. - № 8.
28. РД 39-3-1023-84. Методика исследования условий образования при-
месей и оценка их влияния на эффективность утилизации нефтепромыс-
ловых сточных вод в системе ППД. Введ. 01.06.94 - Уфа: ВНИИСПТ-
нефть, 1984.
29. Полянская Ф. Е. Влияние состава закачиваемых вод на вытесне-
ние нефти из продуктивного пласта // Сер. Нефтепромысловое дело: Рсф.
Научи, техн. сб. - № 11. - М.:ВНИИОЭНГ, 1981.
30. Мархасин И. Л. О влиянии осадкообразования при смешивании
закачиваемой воды с пластовой на проницаемость пласта. // Использова-
ние промышленных стоков в системе заводнения нефтяных пластов: Сб.
науч. тр. УНИ, 1966. - Вып. 25.
31. Кабиров М. М., Николаев В. М. Некоторые вопросы разработки за-
лежей аномальных нефтей (на примере Таймурзинского месторождения) //
Физико-химия и разработка нефтяных месторождений: Сб. науч, трудов
Уфимск. нефт. ин-та. - Уфа: изд-во Уфим. нефт. ин-та, 1975. - С. 135-143.
32. Мирзаджанзаде А. X., Ковалев А. Г, Зайцев Ю. В. Особенности
эксплуатации месторождений аномальных нефтей. - М.: Недра, 1972. -
С. 200.
33. Методическое руководство по оценке технологической эффектив-
ности применения методов увеличения нефтеотдачи / Жданов С. А., Гор-
бунов А. Т. и др. РД 153-39.1-004-96. - М.: РМНТК Нефтеотдача, 1996. -
С.87.
34. Мирзаджанзаде А. X., Ахмедов 3. М. и др. Особенности разработки
месторождений нсньютоновских нефтей. - М.: ВНИИОЭНГ - 1971. - С. 115.
35. Мирзаджанзаде А. X., Ковалев А. Г, Зайцев Ю. В. Особенности
эксплуатации месторождений аномальных нефтей. - М.: Недра, 1972. -
С.115.
36. Мирзаджанзаде А. X., I аллямов М. Н., Шагиев Р. Г Технологи-
ческие особенности добычи нсньютоновской нефти в Башкирии. - Уфа,
1978. - С. 176.
214
37. Блажевич В. А., Фахреев И. А., Глазков А. А. Исследования при-
тока и поглощения жидкости по мощности пласта. - М.: Недра, 1969. -
С.136.
38. Беккер Г Введение в электронную теорию органических реакций.
-М.: Мир, 1965. - С. 165.
39. Бабалян Г А., Кравченко И. И. и др. Физико-химические основы
применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных
пластов - М.: Гостоптсхиздат, 1962. - С. 294.
40. Бабалян Г А. Физико-химические процессы в добыче нефти. - М.:
Недра, 1974. - С. 200.
41. Бабалян ГА,, Леви Б. И. Разработка нефтяных месторождений
с применением поверхностно-активных веществ. - М.: Недра, 1983. -
С. 216.
42. Всрсмко Н. А. Исследование влияния добавок щелочи на эффек-
тивность применения НПАВ // Нефть и газовая промышленность. - 1989.
- № 2. -С. 11-12.
43. Гиниятуллина Р. П., Гайсин Д. К., Ленчснкова Л. Е. Результаты
первого цикла закачки композиции НПАВ в каширо-подольские отложе-
ния Вятской площади //Труды БашНИПИнсфть. - Уфа, 1990. - Вып. 81. -
С. 118-125.
44. Максимов М. И. Геологические основы разработки нефтяных ме-
сторождений. - М.: Недра, 1975. - С. 534.
45. Сазонов Б. Ф. Исследование влияния системы заводнения на темп
добычи нефти и конечную нефтеотдачу пласта // Нефтяное хозяйство. -
1970. -N<> 1.-С. 35-38.
46. Методика проектирования разработки морских нефтяных место-
рождений / Пирвсрдян А. М., Никитин П. И., Листснгартен Л. Б. и др. -
М.: Недра, 1975. - С. 160.
47. Назаров С. Н., Сипачев Н. В. Методика прогнозирования техно-
логических показателей на поздней стадии разработки нефтяных зале-
жей И Нефть и газ. - 1972. - № 10. - С. 14-17.
48. Казаков А. А. Прогнозирование показателей разработки нефтя-
ных месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой И РНТС.
Нефтепромысловое дело. - 1976. - № 8. - С. 3-4.
49. Праведников Н. К., Ревенко В. М. Расчет распределения насыщен-
ности фазами D пористой среде при ВЫЗССНСНИИ нефти ВОДОЙ // Труды
Гипротюменнефтсгаз, 1973. - Вып. 35. - С. 148-152.
215
50. Максимова Т Н. и др. Распределение неиогенных ПАВ между не-
фтями и пластовыми флюидами различных месторождений И Сб. науч,
тр. - Уфа: БашНИПИнефть, 1985. - Вып. 73. - С. 61-68.
51. Сурина В. В. К вопросу обоснования метода воздействия на пласт,
содержащий остаточную после заводнения нефть И Современные мето-
ды увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Наука, 1992. - С. 130-133.
52. Реологические проблемы нефтегазоотдачи / Мирзаджанзаде А. X.,
Аметов И. М., Ентов В. М. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - С. 53.
53. Горбунов А. Т, Бученков Л. Н. Щелочное заводнение. - М.: Недра,
1989. - С. 160.
54. Хлебников В. Н., Ленченкова Л. Е. Гслеобразующие композиции
для нефтедобычи И Башкирский химический журнал, АН РБ. - 1997. -
Т. 4. -№ 1.
55. Алмаев Р. X. Научные основы и практика применения водоизоли-
рующих нефтевытесняющих химреагентов на обводненных месторожде-
ниях: Докл. дисс. докт. техн. наук. - М., 1994. - С. 56.
56. Чоловский И. П. Методы геолого-промыслового анализа при раз-
работке крупных нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1966. - С. 179.
57. Зюрин В. Г, Ха гмуллин А. М., Асмоловский В. С., Ленченкова Л. Е.
Промысловые испытания гелевой технологии на Арланском месторож-
дении. // Труды БашНИПИнефть. - Вып. 91. - Уфа, 1995. - С. 66-74.
58. Миронов Т. М., Орлов В. С. Нефтеотдача неоднородных пластов
при заводнении. - М.: Недра, 1977. - С. 272.
59. Девликамов В. В., Кабиров М. М., Хабибуллин 3. А. Аномально-
вязкие нефти. - Уфа: изд. Уфим. ин-та, 1977. - С. 109.
60. Девликамов В. В., Зейгман Ю. В. Действия углекислого газа на
аномальные свойства пластовой нефти. // Физико-химия и разработка не-
фтяных месторождений: Сб. тр. - Изд. Уфим. нефт. ин-та. - Уфа, 1978. -
С. 3-7.
61. Дияшев Р. Н. Влияние неньютоновских свойств газа, воды и не-
фти в пористой среде на результаты исследования скважин по кривым
восстановления давления. // Нефтяное хозяйство. - 1973. - № 3.
62. Колганов В. И., Сургучев М. Л., Сазонов Б. Ф. Обводнение не-
фтяных скважин и пластов. - М.: Недра, 1965. - С. 263.
63. Коробов К. Я., Антипин Ю. В. Особенности фильтрации при НИЗ-
КИХ градиентах давления // Труды Уфим. нефт. ин-та, 1974. - Вып. 17. -
С. 105-111.
216
64. Лозин Е. В. Эффективность доразработки нефтяных месторожде-
ний. - Уфа: Башкнигоиздат, 1987. - С. 152.
65. Лозин Е. В. Распределение НПАВ в насыщенной флюидом порис-
той среде. И Регулирование процесса разработки месторождений Башки-
рии на стадии высокой обводненности: Сб. науч. тр. - Вып. 73. - Уфа,
1985. - С. 57-61.
66. Парасюк А. В., Галанцев И. Н., Суханов В. Н. и др. Гелеобразую-
щие композиции для выравнивания профиля приемистости и селектив-
ной изоляции водопритока. И Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 2. - С. 64-
68.
67. Гайсин Д. К. Метод прогноза технологических показателей и неф-
теотдачи пластов по промысловым данным в поздней стадии разработки
месторождений. //Тр. БашНИПИнефть. - Вып. 74. - Уфа, 1986. - С. 128-
137.
68. Мархасин И. Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта.
М.: Недра, 1977. - С. 162-197.
69. Мархасин И. Л., Фукс Г И. Граничные слои и нефтеотдача плас-
тов - М.: изд-во Московского университета, 1983. - С. 185.
70. Мирчинк М. Ф., Мирзаджанзаде А. X., Желтов Ю. В. Физико-
геологические проблемы повышения нефтегазоотдачи. - М.: Недра, 1975. -
С. 232.
71. Овнатанов С. Т, Карапетов К. А. Нефтеоздача при разработке не-
фтяных месторождений. - М.: Недра, 1970.
72. Фурсов А. Я. Оптимизация изученности нефтяных месторожде-
ний. - М.: Недра, 1985. - С. 211.
73. Абызбаев И. И., Сыртланов А. Ш., Викторов П. Ф., Лозин А. В.
Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортос-
тана. - Уфа: Баш. кн. изд-во “Китап”, 1994. - С. 180.
74. Токарев М. А. Комплексный геолого-промысловый контроль за
текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. - М.: Недра, 1990. -
С. 267.
75. Орлов В. С. Проектирование и анализ разработки нефтяных мес-
торождений при режимах вытеснения нефти водой. - М.: Недра, 1973. -
С. 320.
76. Жуков И. И. Коллоидная химия. - Л.: Изд-во ЛГУ 1949. - С. 324.
77. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра,
1986. - С. 322.
217
78. Эфрос Д. А., Оноприенко В. П. Моделирование линейного вытес-
нения нефти водой. И Тр. ВНИИ. - Вып. 12. - М., 1958. - С. 331-360.
79. Борисов Ю. П., Быков Н. К., Орлов В. С. О некоторых принципах
проектирования и ввода в разработку многопластовых нефтяных место-
рождений // Нефтяное хозяйство. - 1988. - № 8. - С. 1-7.
80. Остаточная нефтенасыщенность продуктивных песчаников пла-
стов девона. / Березин В. М., Гизатуллина В. В., Шутихин В. И., Ярыги-
на В. С. И Нефтяное хозяйство. - 1982. - № 6. - С. 34-37.
81. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении / Бур-
дынь Т. А., Горбунов А. Т., Лютин Л. В. и др. - М.: Недра, 1983. - С. 192.
82. Методы извлечения остаточной нефти / Сургучев М. Л., Горбу-
нов А. Т, Забродин Д. П. и др. - М.: Недра, 1991. - С. 347.
83. Методическое руководство по определению начальных извлекае-
мых запасов нефти в залежах, находящихся на поздней стадии разработ-
ки (при водонапорном режиме). - М.: Недра, 1983.
84. Методическое руководство по определению влияния геолого-тех-
нических показателей на нефтеотдачу на основе классификационных ме-
тодов / Абызбаев И. И., Аметов И. М., Баба-Заде Ф. А. и др. И РД 39-079-
91. - М., 1990. - С. 101.
85. Ленченкова Л. Е., Хлебников В. Н., Ганиев Г Г, Лукьянова Н. Ю.
Экспериментальное обоснование новых технологий ограничения водо-
притоков с использованием гелевых составов на основе побочных про-
дуктов нефтехимических производств / Тез. докл. 2-й научи.-техн, конф.,
посвященной 850-лстию г. Москвы: Актуальные проблемы состояния и
развития нефтегазового комплекса России. - М., 1997.
86. Айлср Р. Химия кремнезема. - М.: Мир, 1982. С. 810.
87. Фахрстдинов Р. Н., Еникеев Р. М., Мухамстзянова Р. С., Ризвано-
ва 3. И. Перспективы применения гслсобразующих систем для повыше-
ния нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений //
Нефтепромысловое дело. - 1994. - № 5.
88. Фахрстдинов Р. Н., Мухамстзянова Р. С., Берг А. А. и др. Гслсоб-
разующие композиции на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи
пластов И Нефтяное хозяйство. - 1995. № 4.
89. Миронов Е. А. Закачка сточных вод нефтяных месторождений в
продуктивные и поглощающие горизонты. - М.: Недра, 1976.
90. Редькин И. И. Классификация нефтяных залежей для нормирова-
ния качества воды при заводнении // Нефтяное хозяйство. - 1978. - № 5.
218
91. Крупнов Н. К. О возможности закачки вод, содержащих механи-
ческие примеси И Использование промышленных стоков в системе за-
воднения нефт. пластов: Сб. науч. тр. / Уф НИИ, 1969. - Вып. 25.
92. Байков У М. Влияние физико-химических свойств механических
примесей сточных вод нефтепромыслов на их фильтруемость в порис-
тых средах И Совершенствование системы заводнения нефт. месторож-
дений: Сб. науч. тр. БашНИПИнефть. - 1975. - Вып. 42.
93. Байков У М. Охрана природы на нефтепромыслах Башкирии. -
Уфа: Башкнигоиздат, 1987.
94. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении И Бур-
дынь Т. А., Горбунов Л. Т. - М.: Недра, 1983. - С 192.
95. Ганиев Р. Р., Хлебников В. Н., Лснчснкова Л. Е., Фахретдинов Р. Н.
Применение композиции на основе ПАВ для повышения нефтеотдачи
пластов месторождений Башкортостана. //РНТС ВНИИОЭНГ Сер. Неф-
тепромысловое дело. - 1994. - № 3-4. - С. 13-19.
96. Усенко В. Ф. Оптимизация плотности сетки скважин. - Уфа, 1973. -
С. 70.
97. Фахретдинов Р. Н., Лснчснкова Л. Е., Ганиев Р. Р., Лснчсвский А. В.,
Сайфи Н. 3. Повышение эффективности разработки низкопроницаемых
карбонатных коллекторов. // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 1. - С. 18-
20.
98. Хлебников В. Н., Андреева А. А., Ганиев Р. Р. Исследование
фазового поведения НПАВ в условиях низкокарбонатных коллекто-
ров И Башкирский химический журнал АН РБ. -Т. 2. -№ 1. - 1995. -
С. 53-57.
99. Инструкция по применению композиций на основе НПАВ в усло-
виях низкопроницаемых коллекторов девонских отложений для увеличе-
ния нефтеотдачи. РД 39-5794688-268-88. - Уфа, 1988.
100. Фахретдинов Р. Н., Ганиев Р. Р., Лснчснкова Л. Е. Инструкция по
применению композиции на основе НПАВ в условиях каширо-подольских
отложений Арланского месторождения для повышения нефтеотдачи пла-
стов. РД 39-052-90. - Уфа, 1990.
101. Кабиров М. М. О максимально возможной величине нефтеотда-
чи при вытеснении нефти водой. И Труды МИНХ и ТП. - Вып. 99. - М.:
Недра, 1972.
102. Михайлов Н. Н. Остаточное нсфтснасыщеиие разрабатываемых
пластов. - М.: Недра, 1992. - С. 270.
219
103. Абдулмазитов Р. Г, Муслимов Р. X. Состояние разработки и ко-
эффициенты нефтеизвлечения по залежам с высоковязкой нефтью мес-
торождений Татарстана. // Нефтепромысловое дело. - 1993. - Ns 10. -
С. 18-23.
104. Ковалев В. С., Житомирский В. М. Прогноз разработки нефтя-
ных месторождений и эффективность систем заводнения. - М.: Недра,
1976. - С. 247.
105. Дсвликамов В. В., Кабиров М. М., Султанов В. Г, Шамаев Г А.
Особенности вытеснения аномальной нефти водными растворами ПАВ
при малых градиентах давления. // Известия вузов. Сер. Нефть и газ. -
1981. - № 7.
106. Кабиров М. М. Исследование зависимости коэффициента нефте-
отдачи от темпа отбора жидкости. // Нефтяное хозяйство. - 1969. - № 6. -
С. 33-35.
107. Кабиров М. М., Шамаев Г А., Султанов В. Г Влияние градиента
давления на показатели разработки залежей аномальных нефтей. Деп. в.
ВИНИТИ, № 3550-80 от 11/VIII. 1980, № 2. Б/о № 118.
108. Кабиров М. М., Шамаев Г А. Влияние предельного динамичес-
кого напряжения сдвига аномальной нефти на нефтеотдачу пласта. Деп.
в. ВИНИТИ, № 4293-80 от 04.10, 1980, № 2. Б/о № 118.
109. Дсвликамов В. В., Кабиров М. М., Хабибуллин 3. А., Зейгман
Ю. В. Проблемы реологии нефти и повышение нефтеотдачи. // РНТС.
Сер. Промысловое дело. - 1983. -№ 12.
110. Дсвликамов В. В., Кабиров М. М. Особенности проектирования
разработки месторождений аномальных нефтей. // Труды Куйбышевско-
го ПТИ, 1984.
111. Кабиров М. М. Исследование влияния некоторых факторов на
нефтеотдачу залежей аномальных нефтей. Сб.: Проблемы использова-
ния хим. средств и методы увеличения нефтеотдачи пластов / Сб. тези-
сов. - Уфа.: изд-во Уфим. нефт. ин-та, 1980.
112. Малышек В. Т. Классификация нефтей и различных природных
вод по их поверхностной активности и ее практическое значение. // Тру-
ды АзНИИ ДН. - Вып. 3. - Баку: Азнефтеиздат, 1956.
113. Федоров К. М. Автомодельные решения задачи о вытеснении ос-
таточной нефти водой из пористой среды толстыми оторочками мицел-
лярных растворов. И Вестник МГУ Сер. Механика и математика. - 1982. -
№2.
220
Содержание
ВВЕДЕНИЕ.......................................3
1. ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ
ИЗ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ ИХ ЗАВОДНЕНИИ
1.1. Коэффициент нефтеотдачи пласта............5
1.2. Коэффициент вытеснения нефти водой...... 13
1.3. Коэффициент охвата пласта воздействием.. 15
1.4. Остаточное нефтенасыщение продуктивного пласта.21
1.5. О достоверности определения параметров,
характеризующих запасы нефти и нефтеотдачу пластов..23
2. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ
НА НЕФТЕОТДАЧУ ПЛАСТОВ
2.1. Неуправляемые (природные) факторы,
влияющие на нефтеотдачу.............................34
2.2. Управляемые (технологические) факторы,
влияющие на нефтеотдачу.............................42
3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ МОДЕЛЕЙ
НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ ВОДОЙ И ВОДНЫМИ
РАСТВОРАМИ ХИМРЕАГЕНТОВ
3.1. Факторы, влияющие на коэффициент вытеснения
нефти из неоднородных пористых сред различными
нефтевытесняющими агентами....................53
3.2. Подготовка моделей неоднородных пористых сред..55
3.3. Подготовка моделей нефти для проведения исследований... 58
3.4. Подготовка воды к проведению лабораторных
экспериментов.................................63
3.5. Лабораторные установки для подготовки моделей
к эксперименту по нефтевытеснению.............65
3.6. Экспериментальная установка для изучения
процессов нефтевытеснения.....................71
221
3.7. Выбор и обоснование условий проведения исследований .... 74
3.8. Обсуждение результатов исследований.........79
4. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ОХВАТА НЕОДНОРОДНЫХ
ПЛАСТОВ ВОЗДЕЙСТВИЕМ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ
4.1. Гидродинамические методы регулирования охвата
неоднородных пластов воздействием при заводнении.....94
4.2. Физико-химические методы регулирования охвата
неоднородных пластов воздействием при заводнении..... 103
4.3. Методы повышения нефтеотдачи пластов на основе
использования гелеобразующих композиций химреагентов. 114
5. ТЕХНОЛОГИЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПОЗИЦИЙ
НА ОСНОВЕ СИЛИКАТА НАТРИЯ
5.1. Сущность метода и механизм процесса ...... 120
5.2. Экспериментальные исследования гелеобразующих
композиций на основе силиката натрия .......... 123
5.3. Подготовка к проведению промыслового
эксперимента на Арланском месторождении........ 131
5.4. Приготовление и закачивание гелеобразующих
композиций на основе жидкого стекла и соляной
кислоты в нагнетательные скважины ............. 138
5.5. Технологическая эффективность применения
гелеобразующих растворов на основе жидкого стекла
и соляной кислоты.............................. 142
6. ТЕХНОЛОГИЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ НА ОСНОВЕ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОТРАБОТАННОЙ ЩЕЛОЧИ
6.1. Перспективы применения отходов химических
и нефтехимических производств в технологиях ограничения
добычи попутной воды и увеличения нефтеотдачи пластов.... 147
6.2. Экспериментальное обоснование технологий
увеличения нефтеотдачи на основе ОЩ-2.......... 152
222
6.3. Промысловый эксперимент по применению
ОЩ-2 для увеличения нефтеотдачи пластов
на Арланском месторождении.................... 156
6.4. Оценка технологической эффективности применения
композиций на основе ОЩ-2 и жидкого стекла.... 162
7. ПРОМЫСЛОВЫЕ ЭКСПЕРИМЕНТЫ
ПО ПРИМЕНЕНИЮ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ СОСТАВОВ
НА ОСНОВЕ АЛЮМОСИЛИКАТОВ (НЕФЕЛИН)
ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
7.1. Сущность метода и механизм вытеснения нефти
из неоднородного пласта....................... 166
7.2. Экспериментальные исследования по обоснованию
оптимальных параметров технологий............. 169
7.3. Способы и технические средства для приготовления
и закачки в пласт гслсобразующей композиции... 178
7.4. Промысловый эксперимент на месторождениях
ОАО “Оренбургнефть”........................... 182
7.5. Промысловый эксперимент на Арланском
месторождении АНК “Башнефть” ................. 186
8. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОМСТОКОВ ДРУГИХ
ПРЕДПРИЯТИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
8.1. Общая характеристика проблемы
использования сточных вод в системе поддержания
пластового давления........................... 192
8.2. Анализ эффективности закачки сточных вод
АО “Искож” на Акинссвском участке Арианского
месторождения ................................ 196
8.3. Использование дистиллерной жидкости
для повышения эффективности разработки
Бузовьязовского месторождения АНК “Башнефть”...204
Литература.....................................212
223
Налоговая льгота - общероссийский классификатор продукции
ОК 005-93, том 2;
953004 - литература научная и производственная.
Михаил Николаевич Персиянцев
Минивалей МулДагалиевич Кабиров
Любовь Евгеньевна Ленченкова
ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ
Научное издание
Редактор Л.Г Евдокимова
Дизайн и компьютерная верстка Н. А. Алпатовой
Компьютерный набор О. В. Наточей
Корректор Т. М. Бокова
Лицензия № 040862 от 16.12.97.
Сдано в набор 06.09.99. Подписано в печать 30.09.99.
.Печать офсетная. Гарнитура Таймс. Бумага картографическая.
Формат 60x84/16. Усл. печ. л. 13,02. Тираж 700. Заказ № 434.
Оренбургское книжное издательство
460000, Оренбург, ул. Бурзянцева, 25
Отпечатано с готовых диапозитивов на
ФГУИПП “Уральский рабочий”
620219, Екатеринбург, ул. Тургенева, 13.