Автор: Леченкова Л.Е. Кабиров М.М. Персиянцев М.Н.
Теги: горные работы при разработке месторождений полезных ископаемых полезные ископаемые нефть
ISBN: 5-7831-0143-5
Год: 1998
Текст
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО * ' ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
Посвящается 50 летим
Уфимского государственного нефтяного
технического университета
Л.Е. Ленченкова, М.М. Кабиров, М.Н. Персиянцев
ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
Уфа 1998
ББК 26.325.31
Л 33
УДК 622.276.4
Ленченкова Л.Е., Кабиров М.М., Персиянцев М.Н.
Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов: Учебное пособие
Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998. - 255 с. ISBN 5-7831-0143-5
В учебном пособии обоснованы и приведены основные показатели аффективное™ вытеснения нефти из пористой среды водой и растворами композиций химических реагентов, изложены основные факторы, влияющие на нефтеотдачу. Рассмотрены методы экспериментальных исследований процессов вытеснения нефти.
Значительное место занимают вопросы, связанные с подготовкой и проведением промысловых испытаний по изучению эффективности новых методов увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов в различных геологофизических условиях.
Учебное пособие предназначено для студентов, специализирующихся по разработке нефтяных месторождений и нефтеотдаче пластов. Оно будет полезно инженерам-нефтяникам в их'практической работе.
Табл. 24. Ил. 41. Библиогр. 11.3 назв.
Рецензенты: отдел по увеличению нефтеотдачи БашНИПИнефть;
доктор геол.-минер, наук Е.В. Лозин
Редактор издательства А.А. Синилова 2804020200-41
Л --------------- 34-98 ISBN 5-7831-0143-5
-98
© Л.Е. Ленченкова, М.М. Кабиров, М.Н. Персиянцев, 1998
© Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1998 г---------------------------------------1
№ — . ., ..... ..
ЕМ,.. ,дтек4 ;
3
ВВЕДЕНИЕ
Одним из элементов понятия оптимальности систем разработки нефтяных месторождений является достижение максимально возможной и экономически оправданной величины нефтеотдачи пластов. К сожалению, при разработке залежей нефти достигаемая средняя нефтеотдача не превышает 34-37 %, а по месторождениям Российской Федерации составляет примерно 40-43 %.
Таким образом, при существующих технологиях добычи нефти до 60 %, а в некоторых случаях до 85 %, запасы нефти останутся неизвлеченными.
В связи с этим решение проблемы увеличения коэффициента нефтеотдачи, следовательно, увеличения извлекаемых запасов нефти, имеет большое социально-экономическое значение для всего народного хозяйства.
На величину нефтеотдачи пласта влияет значительное количество одновременно действующих параметров, характеризующих геолого-физические и технологические условия разработки нефтяных залежей. Исследования, проводимые в последние годы, направлены на более полный учет реальных условий извлечения нефти. Большое внимание при этом уделяется учету неоднородности пластов по проницаемости, расчлененности, прерывистости, а также исследованию и учету реологических свойств нефтей.
)3 предлагаемой читателю книге большое внимание уделено экспериментальному изучению особенностей процессов нефтевытеснеиия из моделей неоднородных пластов. Показано, что проницаемостная 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 нефтевытесняющих жидкостей.
Значительное место в книге занимают результаты лабораторных и промысловых работ по разработке^ испытанию новых технологий увеличения ох
4
вата неоднородных пластов нефтевытесняющими агентами на основе использования относительно дешевых и доступных химических продуктов, часто я з-ляющихся отходами химической и нефтехимической промышленности. Изложены результаты промысловых испытаний способов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях АНК "Башнефть" и ОАО "Оренбургнефть".
В заключительном разделе книги приведены некоторые примеры использования сточных вод других предприятий для повышения эффективности вытеснения нефти из пласта на месторождениях АНК «Башнефть». Показано, что многие эксперименты нефтяников республики Башкортостан по этой проблеме оказались технологически и экономически оправданными и заслуживают тщательного изучения и широкого распространения.
В разделах 5 и 6 использованы и получили развитие новые идеи преф. Р.Н.Фахретдинова по использованию различных химических продуктов для увеличения нефтеотдачи пластов.
Исследования по разработке технологий воздействия на неоднородные пласты композициями на основе силиката натрия выполнены под руководством академика РАЕН А.Т. Горбунова.
Экспериментальные исследования по нефтевытеснению из моделей неоднородных пластов выполнены с участием с.н.с. В.Г.Султанова.
Разделы написаны: 1, 2, 3 - М.М.Кабировым, Л.Е. Ленченковой и М.Н.Персиянцевым, 4 и 5 - Л.Е.Ленченковой, 6 - Л.Е.Ленченковой и М.Н.Персиянцевым, 7 - М.М.Кабировым и Л.Е.Ленченковой.
Авторы выражают свою глубокую благодарность сотрудникам УГНТУ и НИИНефтеотдача, оказавшим неоценимую помощь в подготовке материалов к
изданию книги.
5
1. 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, представляющий собой отношение извлекаемого количества нефти QHn к начальным балансовым запасам QHh
Q ни „
------. (i.ij
QHS
Таким образом, коэффициент нефтеотдачи - это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях. Такое определение коэффициента нефтеотдачи, связанное со временем и пространством, наиболее полно удовлетворяет требованиям, высказанным в работах различных авторов и отраслевых инструкциях [1,2, 3, 4, 5, б, 7, 8].
Коэффициент нефтеотдачи можно вычислить, пользуясь отношением разности начальной SjIH и остаточной Son нефтенасыщенности пород залежи к начальной нефтенасыщенности, т.е.
(1.2) Shh
Обычно нефтеотдача пластов, определяемая по формулам (1.1 и 1.2), выражается в долях единицы или в процентах.
Из определения коэффициента нефтеотдачи следует, что он не характеризует физически возможную предельную полноту нефтеизвлечения, показывая только ту долю нефти, которая может быть извлечена из залежи при разра-
6 ботке ее до экономически целесообразного предела. Таким образом, понятие «коэффициент нефтеотдачи» является, по существу, условным: оно определяет только ту часть балансовых запасов, извлечение которых экономически целесообразно.
Конечный коэффициент нефтеотдачи, в зависимости от усл овий его расчета, может быть проектным и фактическим. Фактическая нефтеотдача определяется по результатам суммарной добычи нефти в конце разработки залежи, а проектная нефтеотдача рассчитывается теоретическим путем при составлении технологических схем и проектов разработки. Приводимые в технической литературе данные о достигнутых значениях нефтеотдачи в основном отражают проектные значения нефтеотдачи, так как очень мало месторождений, разработка которых в настоящее время завершена.
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки, с точки зрения обеспечения полноты выработки запасов во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. В подтверждение этому достаточно сказать, что средний конечный коэффициент нефтеотдачи по данным ряда специалистов то всем месторождениям мира не превышает 0,34-0,39. Это означает, что если не применять принципиально новые методы улучшения выработки запасов, то около 65 % начальных запасов нефти останутся неизвлеченными.
Еще в более широком диапазоне (0,10 - 0,80) изменяются конечные коэффициенты нефтеотдачи по отдельным разрабатываемым месторождениям.
По публикациям разных авторов средняя нефтеотдача по месторождениям России составляет примерно 40-43 %. Данные о проектных коэффициентах нефтеотдачи по некоторым длительно разрабатываемым месторождениям приводятся в табл. 1.1.
Как видно из табл. 1.1, высокие значения конечной нефтеотдачи пластов при зазоднении достигнуты при благоприятном сочетании факторов, влияющих на отдельные показатели эффективности процесса заводнения.
7
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, Д1 2,40 0,593 0,491 (91)
Альметьевская, Д' +Д0 4,00 0,548 0,427 (69)
Южно-Ромашкинская, Д1 5,00 0,543 0,414(84)
Абдрахмановская, Д1 2,74 0,568 0,436 (80)
Миннибаевская, Д1+Д0 2,80 0,560 0,442 (84)
Мух; новское (III объект), Д1+Д4 0,77 0,590 0,520 (80)
Дмитровское, СЗ 1,48 0,650 0,510(82)
Куленювское, АЗ 0,65 0,620 0,560 (94)
Туймазинское, Д1 2,55 0,608 0,541 (95)
Туймазинское, Д2 2,60 0,523 0,489 (91)
Константиновское, Д2 1,46 0,642 0,652 (93)
Леонидовская+Серафимовская, Д1 2,43 0,593 0,577 (93)
Арланская, С1-2Н 18,00 0,453 0,426 (96)
Вятская, С1-2Н 19,00 0,427 0,350 (92)
Арлачская, С2-2К 8,00 0,247 0,042 (41)
Николо-Березовская, С1-2Н 17,00 0,404 0,359 (93)
Белебеевское, Д1 4,00 0,290 0,150 (97)
Знаменское, Д1 3,80 0,310 0,240 (97)
8
Неблагоприятные сочетания этих факторов могут снизить нефтеотдачу до 20-25 и даже до 10-15 % [81, 82].
Сопоставление фактических значений нефтеотдачи пластов с достаточно высокими проектными конечными значениями показывает, что последние являются вполне реальными и достижимыми. Имеются примеры и более высоких значений конечной нефтеотдачи пластов. При заводнении пласта БВ^!-2 Самотлорского месторождения вполне реальна конечная нефтеотдача 68-70 % от начальных геогнл ических запасов. По пласту Ь2 Зольненского и пласту Д Я5-лоневского месторождений фактически достигнута нефтеотдача 65-66 % [82].
Физически возможная добыча нефти из залежей может быть несколько больш:. Если разрабатывать залежь после достижения предела экономической рентабельности, то из нее можно извлечь еще некоторое дополнительное количество нефти, и полученный при этом коэффициент нефтеотдачи будет характеризовать физически возможное нефтеизвлечение.
Коэффициент физической нефтеотдачи - это относительная величина, показывающая, какая часть балансовых запасов нефти может быть извлечена из пласта при наиболее эффективном режиме, независимо от времени и себестоимости добычи нефти, т.е. ценой любых затрат:
п Qhh + AQ
Рфиз =------------, (1.3)
Qus
где AQ - количество нефти, добытой из залежи после достижения экономически рентабельного предела разработки до физически возможного извлечения нефти.
В условиях реальных пластов остаточная нефтенасыщенность в заводненных пластах минимальна на линиях нагнетания и различается в удаленных зонах - она тем больше, чем меньше прокачено воды через эти зоны. На рис. 1.1 приведено распределение насыщенности в заводненном пласте Д! Азнакаев
9
ского участка Ромашкинского месторождения [82], построенное на основе оце
ночных скважин и анализа нефтеотдачи.
Рис. 1.1. Профиль распределения насыщенности S в заводненном пласте Д1 "а+б" Азнакаевского участка Ромашкинского месторождения [82].
Обводненн ость продукции, %: I - 90; II - 80; 1 - остаточная нефть; 2 -подвижная нефть; 3 - связанная вода; 4 - внедрившаяся вода; 5 - нагнетательная скважина; 6 - добывающая скважина; 1 - скважина остановлена
Как видно из рис. 1.1, нефтеводонасыщенность пласта в процессе разработки на любой момент времени является переменной величиной по длине пласта. Призабойная зона нагнетательных скважин из-за большой кратности промывки характеризуется минимальной остаточной нефтенасыщенностью. значение которой для конкретных условий вытеснения можно определить из графиков относительных проницаемостей.
В силу того, что в реальных пластах происходит многократная нромывкг пористой среды водой, коэффициент вытеснения для всего пласта будет отли
10
чаться от коэффициента вытеснения в призабойной зоне. Кратность промывки в сечениях пласта, расположенных ближе к нагнетательным скважинам, будет больше, чем в сечениях более удаленных. В лабораторных исследованиях процессов вытеснения при разработке реальных залежей нефти максимальный коэффициент вытеснения получают обычно при трехкратной промывке Для реальных пластов среднее значение кратности промывки обычно достигает 1,5-.'!.
Определение кратности промывки, как среднюю по всему объему пористой среды, очевидно, справедливо только иля 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 функцией от многих переменных.
В общем виде коэффициент кратности промывки Кп можно записать:
Kn = f(QB,F,h,SB/,m,/), (1.4)
где QB - суммарный расход нагнетаемой воды на единичную площадь сечения пласта; h - толщина пласта; SB/ - текущая водонасы идейность пористой среды в сечении определения кратности промывки; I - расстояние от линии нагнетательных скважин до рассматриваемого сечения пласта; m - пористость пласта.
В работе [101] предложена формула для расчета кратности промыв си пласта при вытеснении нефти от линейной нагнетательной батареи к линии добывающих скважин в виде
где В - ширина пласта; So - предельная насыщенность пласта водой на линии нагнетания; п - показатель степени, зависящий от расстояния между нагнетательной и добывающей галереями и характера кривых относительных npoi и-цаемостей; Scb - содержание связанной воды.
и
Для определения постоянной п рекомендуется [100] использовать выражение
n = 1g {[(S0-SCB)/( Scp-Scb)]/( 1 - 0! • (1-6)
Таким образом, остаточная нефть в реальном пласте после многократной промывки состоит из двух частей: неподвижной и подвижной. Это обстоятельство необходимо учитывать при определении физически возможной нефтеотдачи пласта.
Как уже указывалось, коэффициент нефтеотдачи служит показателем 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 необходимости добавлять к этому термину слово «конечный». Однако при анализе разработки нефтяных месторождений нередко возникает необходимость в оценке степени использования запасов в частично выработанных зонах залежи или в отдельных залежах. Для такой оценки в общем случае, т.е. независимо от метода воздействия или при отсутствии искусственного воздействия на зазежь, можно пользоваться коэффициентом использования запасов, который в отличие от коэффициента нефтеотдачи характеризует незавершенный, продолжающийся процесс разработки залежи. Этот показатель иногда называют текущим коэффициентом нефтеотдачи.
(Соэффициентом использования запасов называется относительная величина, показывающая, какая доля извлекаемых запасов нефти извлечена из залежи, не выработанной до предела экономической рентабельности разработки
t
/Qi (t)dt о ----------, (1.7) Qhs
12
t
где f Qi (t)dt - суммарная добыча нефти из залежи с начала разработки до текущего момента времени t; Qi (t) - функция годового отбора нефти в зависимости от времени разработки.
В частном случае при вытеснении нефти из пласта водой или другими агентами, т.е. при искусственном воздействии на залежь, для оценки степени использования запасов нефти в частично выработанной залежи или в отдельных ее зонах можно попьзонатде.я коэффициентом выработки, также характеризующим незавершенный процесс разработки залежи.
Коэффициент выработки - это относительная величина, показывающая, какая доля балансовых запасов нефти извлекается из залежи (или части ее), не выработанной до предела экономической рентабельности разработки при вытеснении нефти различными агентами (водой, газом, взаимно смешивающимися жидкостями и т. д.)
1 t
Рв=--------- I Qi(t)dt, (1.8)
Qhbb
где Qhhb . начальные балансовые запасы нефти в объеме пласта, охваченном воздействием к данному моменту времени.
Важное значение для контроля за эффективностью вытеснения нефти из пористой среды имеет определение текущего значения коэффициента 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 заводненном объеме пласта. Однако это требует знания текущего положения водонефтяного контакта (ВНК). К сожалению, современные геофизические, промысловые и гидродинамические методы не позволяют эффективно решить эту задачу. Поэтому при анализе разработки нефтяных месторождений коэффициент выработки пласта оценивается веема приближенно.
13
Коэффициенты использования и выработки запасов характеризуют незавершенный процесс нефтеизвлечения, определяя на той или иной стадии разработки залежи полноту извлечения нефти из недр. Разница между этими коэффициентами заключается в том, что первый из них указывает на степень использования запасовльюбай залежи., а второй - только тех, где используется вытеснение нефти водой, газом, взаимно смешивающимися агентами и т. д. По мере выработки запасов нефти, увеличения охвата залежи вытесняющим агентом коэффициент.1.'.1 .чецо-’щ-зовани? ,ч выработки запасов растут и, приближаясь постепенно к значению коэффициента нефтеотдачи, сравниваются с ним в конце разработки залежи, т.е. по достижении предела экономически рентабельной ее эксплуатации.
Для характеристики процесса разработки важно оценить количество нефти. отобранной из выделенного объекта за безводный период и за период после начале, его обводнения. Это можно выразить с помощью коэффициента использования запасов 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 применяют многие исследователи. При этом под коэффициентом текущей нефтеотдачи понимают или коэффициент использования запасов, или коэффициент выработки заводненной части залежи, под коэффициентом безводной нефтеотдачи - коэффициент использования запасов залежи за безводный период ее разработки, под коэффициентом полной нефтеотдачи - суммарный коэффициент использования запасов за безводный и водный периоды и под коэффициентом конечной нефтеотдачи - просто коэффициент нефтеотдачи.
14
Как уже указывалось, коэффициент нефтеотдачи нельзя отождествлять 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 начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта.
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 др.), то следует дать более общее определение коэффициента вытеснения, характеризующего полноту вытеснения нефти в лабораторных условиях из образца породы или модели пласта.
Коэффициентом вытеснения нефти рВыт называют отношение объема нефти VHB,вытесненной каким-либо агентом из образца породы или модели пласта до полного насыщения этим агентом получаемой продукции к начальному объему нефти VHlt, содержащейся в образце породы или модели пласта:
VH8
Рвыт-------. (1-9)
VHH
Для характеристики полноты вытеснения нефти водой из модели пласта за определенный промежуток времени, а также за безводный и водный периэ-ды можно пользоваться коэффициентами вытеснения за эти периоды, понимая под ними долю нефти от первоначального ее содержания, полученную из образца породы соответственно за определенный промежуток времени, за безводный и водный периоды вытеснения.
15
Из приведенных определений и формул видно, что коэффициенты использования запасов и текущей нефтеотдачи определяют часть начальных балансовых запасов нефти, добытой соответственно на определенную лагу (за определенный промежуток времени с начала разработки залежи) и после полного завершения ее разработки, и служат показателем полноты извлечения запасов нефти из части залежи, подвергнутой воздействию.
Коэффициент нефтеотдачи определяют экспериментальными исследованиями янагтитическими метопами и по геопого-ппомысповым данным. Экспериментальные исследования заключаются обычно в проведении лабораторных опытов по вытеснению нефти водой из кернов исследуемого объекта и позволяют определять лишь коэффициент выработки, характеризующий полноту вытеснения нефти из части пласта, подвергнутого воздействию (вытеснение нефти каким-либо агентом).
1.3. Коэффициент охвата пласта воздействием
Такие важнейшие показатели разработки нефтяных месторождений как производительность залежи и полнота извлечения нефти в значительной степени зависят от неоднородности продуктивных пластов. 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 замещение 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 неделимое образование, в гидродинамическом отношении обычно является сложным составным телом. На отдельных участках он расчленяется, отдельные прослои замещаются непроницаемыми породами, за счет чего меняется общая и эффективная толщина.
16
Коэффициент охвата, таким образом, определяется как отношение объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему пласта, т.е.
Po = VnB/Vn, (1-Ю)
где VriB - объем залежи, охваченный процессом вытеснения; Vr; начальный нефтесодержащий объем залежи.
Из приведенных определений ясно, что коэффициент нефтеотдачи но столько паз меньше коэ'Ь'Ьицкемтя вытеснения нефти, во сколько раз объем промытой части пласта меньше всего объема, охваченного вытеснением.
Коэффициент нефтеотдачи пласта
Р ~ Рвыт Ро. (111)
Коэффициент охвата нефтяной залежи процессом заводнения зависит 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] коэффициент охвата пласта воздействием рекомендуется определять по формуле
Ро-Poi Роз Роз Род Роз. (1-12)
где Ро, - коэффициент охвата, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости; р02 - коэффициент охвата залежи сеткой скважин, учитывающий прерывистость продуктивного пласта, г.е. зональную неоднородность; Роз - коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне стягивающего ряда скважин; Ри4 . коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зо не разрезающего ряда скважин; р05 - коэффициент охвата, учитывающий потери нефти на невыработанных участках залежи.
Коэффициент охвата р01, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости, соотношение вязкостей-нефти и невертикальность началь
17
ного положения ННК определяется по методике расчета процесса обводнения и нефтеотдачи неоднородного по проницаемости пласта.
В соответствии с работой [79] коэффициент охвата выражается следующей формулой:
(1+е) Ка KdF(K)
p01 = ;-F(KA) +----- f-----------.. , о.13)
кЛ 0 1 + а/ 1 +
КА
где К - проницаемость трубки тока; КА - проницаемость трубки тока, по которой прорвалась вода в конечное сечение; F(KA) - доля пласта, промытая водой; F(K) - функция распределения проницаемости пласта; е - отношение подвижностей нефти и воды определяется по формуле
и н Кв
С = --------. (1.14)
Ц вКн
13 этой методике коэффициент охвата р, зависит от времени разработки и конечное его значение является функцией предельной обводненности добываемой из пласта нефти. А предельная обводненность добываемой нефти, при которой наступает экономический предел рентабельности процесса добычи нефти, зависит от ряда других факторов, таких как: дебиты скважин, глубина залегания продуктивного пласта, предельная себестоимость и цена реализации добываемой нефти.
Коэффициент охвата залежи сеткой скважин учитывает прерывистость продуктивного пласта, его сложное геологическое строение.
В качестве показателей прерывистости продуктивного пласта используются доли непрерывной части пласта Уцепр, Доли линз У;|инз и нолулинз в общем объеме пласта:
Vhhip
Vhehi’ =--------1 (FI5)
Vobiu ।—---------------
I Ине. ?£> ________________
i '*’еч4 ЖГ*»Т> ' [
18
_ У линз
У ЛИНЗ =---------1 (1-16)
»ОГ>Щ
Уп/ЛИНЗ
V,...3=----------; О-I7)
У ОБЩ
Очевидно, что УНЕцр + У линз + Vn/линз = 1
Исследования, проведенные во ВНИИ Ю.П.Борисовым, В.В.Воиновым н З.К. Рядининой 179], показали, что величину УШПР можно найти с достаточной степенью точности уже при редкой сетке разведочных скважин. При одной и той же доле непрерывного пласта коэффициент охвата изменяется в зависимости от соотношения линз и полулинз. Однако, учитывая, что на поздней стадии разработки будет 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 полу-линз. На этом основании Ю.П. Борисовым рекомендована следующая приближенная формула для определения коэффициента охвата пласта воздействием при заводнении роа, учитывающего прерывистость продуктивного пласта:
В формуле (1.18) Уцепи необходимо увязывать формой и плотностью размещения скважин. Поэтому для расчета роа в работе [79] рекомендуется пользоваться формулой
Роа = 0,5(1 + ^), (1.19)
9 _ч Ьэф F / Уоьщ , (1-20)
где £, = h-хр.пр i h )® ; Ь3ф.пр - эффективная толщина пласта, прослеживающаяся на выбранном расстоянии между скважинами; F - площадь залежи при уело-
19
вии, если непрерывная часть пласта прослеживается повсюду.
Коэффициент охвата, учитываю.ц|цВ ллтепи..не<Ьти..п_чоне.стягивания контуров нефтеносности, определяется по известным формулам, приведенным в монографии (12].
В результате величина роз может оыть вычислена по следующим формулам.
Если контур нефтеносности подходит к последнему стягивающему ряду добывающих скважин с одной стороны, то будем иметь
4 ЕНуфСГ (п- 1)т
Роз = 1--------------------. (1.21)
V тСР
При двухстороннем стягивании контура получим
8 £ 1г1ф а2 (п - 1) ш
р03=1----------------------, (иг)
V тСР
где 2ст - расстояние между скважинами последнего стягивающего ряда; п -число скважин в последнем ряду; 8 - коэффициент относительных потерь; V -объем продуктивной части пласта; m - средняя эффективная пористость пласта в области последнего стягивающего ряда; mci> - средняя эффективная пористость пласта, средневзвешенная по площади или объему.
Коэффициент £ зависит от степени обводненности скважин и соотношения вязкости воды и нефти. Его значения даются в специальной литературе.
Если построена карта остаточных нефтенасыщепных толщин в зонах стягивающих рядов скважин, то можно по ним определить остаточные запасы нефти в этих зонах и коэффициент р03:
Q03 Роз = 1 ------
Que
(1.23)
20
где Q оз - остаточные запасы нефти в зоне стягивающего ряда при достижении предельной обводненности добываемой жидкости; Qhr - геологические запасы
нефти.
При разработке залежи с применением внутриконтурного заводнения следует учитывать потери нефти в разрезающих, рядах нагнетательных скважин. Их рекомендуется определять по формуле [79, 104]
0,075 ст н2 h m р NH
В„=1----------------------, П.24)
Qhb
где СТ - половина расстояния между нагнетательными скважинами, м; h - толщина пласта, м; m - пористость; 3 - коэффициент использования пор, определяется из условия бесконечной промывки пласта; Ыц - число водонагнетательных скважин.
При разработке нефтяной залежи методом площадного заводнения поте ри нефти в стягивающих и разрезающих рядах отсутствуют. Однако при этом появляются потери нефти вследствие особенностей кинематики фильтрационных потоков при площадном заводнении. Коэффициент охвата процессом площадного заводнения можно определить по известным зависимостям, приведенным, например, в работах [79, 104]. При расчете конечной нефтеотдачи пласта этот коэффициент в данном случае заменяет произведение коэффициентов Роз и р04.
Следует исключить из расчета запасы нефти тех участков залежи, которые при современных методах разработки нефтяных месторождений не могут быть успешно вытеснены и в конечный срок дренированы скважинами. Это, з первую очередь, малопродуктивные участки нефтяных залежей, на которые и; планируется бурение скважин, участки водонефтяных зон, которые явно не могут быть выработаны проектируемой сеткой скважин, участки пласта, непосредственно прилегающие к линии выклиниван гя пласта или тектоническом у
21
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 коэффициент, учитывающий эти потери, по следующей формуле:
Ql3
05=1-----------, (1.24а)
Qhb
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 естественным, когда извлекаемая из пласта нефть замещается пластовой водой - контурной или подошвенной, подпирающей нефть, и искусственным, когда нефть из пластов вытесняют водой, нагнетаемой с поверхности или из других водоносных пластов через специальные скважины.
Различия между этими видами заводнения нефтяных залежей могут быть очень большими, но, по мнению авторов работы [82],выражаются они обычно одними и теми же показателями эффективности:
а) коэффициентом дренирования залежи (Рд);
б) коэффициентом охвата пласта воздействием (Ро);
в) коэффициентом вытеснения нефти водой (Рвыт)-
При этом коэффициент дренирования залежи определяет долю из общего нефтенасыщенного объема, в котором достигнут коэффициент вытеснения нефти, соответствующий остаточной нефтенасыщенности пласта для данной вытесняющей жидкости.
К сожалению, коэффициент дренирования пласта, как в процессе разработки, так и после его заводнения, определить затруднительно. В то же время
22 для понимания механизма формирования конечной нефтеотдачи пластов этим показателем следует пользоваться.
1.4. Остаточное нефтенасыщение продуктивного пласта
После завершения разработки нефтяной -.алежи 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 нз многообразия факторов, что реально образуются различные формы остаточной нефти как в пределах конкретного объекта разработки, так и для месторождений различного типа.
По данным экспертных оценок остаточные залежи нефти, принятые за 100 %, по видам (формам) распределяются следующим образом [82]:
1) нефть, оставшаяся в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченных водой, - 27 %;
2) нефть в застойных зонах однородных пластов - 19 %;
3) нефть, оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, невскрытых скважинами, - 24 %;
4) капиллярно-удержанная и пленочная нефть - 30 %.
Таким образом, часть остаточной нефти, которая не охвачена процессом заводнения вследствие высокой макронеоднородноети разрабатываемых пластов и застойных зон, образуемых потоками жидкости в пластах, составляет 70 % всех остаточных запасов, представляя основной резерв для увеличения нефтеотдачи.
Однако эти представления весьма приближенно отражают действительную картину количественного распределения остаточной нефти по видам. Рс-шениеэтой задачи является частью фундаментальных проблем развития теоретических основ разработки нефтяных месторождений.
В связи с этим представляют интерес обобщения, приведенные в работ; [102]. В соответствии с этой работой выделяют г ва основных вида остаточных
23
нефтей (ОН): ОН микроуровня и ОН макроуровня. ОН макроуровня - это целики различного рода непромытые пропластки, застойные зоны, линзы и др. Ос
таточная нефть, содержащаяся в них, сохраняет свои исходные свойства.
ОН микроуровня - это пленочная нефть, адсорбированная на поверхности пористой среды, и капиллярно-защемленная остаточная нефть, находящаяся в пористой среде в виде капель и глобул, которые отделены от скелета пористой среды пленкой воды. Важное отличие остаточных нефтей первого клас-
ОТ ВТ(?П0ГО ЗЗЬ.П.ЮЧЯСТСЯ В ТОМ ЧТ'1 ССЛИ ЯВЛЯЮТСЯ ЧЗСТЯМН 32ЛСЖИ НС
затронутыми заводнением или слабозатронутыми, то остаточные нефти микроуровня, 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 остаточную 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 нефтеводонасыщенность пород околоскважинной зоны, геофизическими измерениями в обсаженных скважинах, по данным изучения путем применения химически активного индикатора.
Оценку количества остаточной нефти в обводненных зонах отдельных 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 некоторых месторождениях Урало-Поволжья при использовании в качестве промывочной жидкости обычного глинистого раствора, показали, что остаточная нефтенасыщенность изменялась в исключительно широких пределах - от 5 до 90 %. Даже по керну, отобранному из одной скважины, нефтенасыщенность колебалась иногда от 20 до 65 % [82].
24
По обобщенным данным М.Л. Сургучева, А.Т. Горбунова и др. средня:! остаточная нефтенасыщенность по всему керну - 22,8+5 %, тогда как средня, нефтенасыщенность керна скважин, расположенных в чисто нефтяных зонах пласта, но промытых 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 начгльной и остаточной пефтснг-сыщенности пород-коллекторов Узеньского месторождения по результатам ис-с.пелонанмя исслсдочятс.пи ппи'нпи у .выве ди, что если между начальной нефтенасыщенностью и проницаемостью коллектора существует тесная взаимосвязь (чем больше проницаемость, тем больше начальная нефтенасыщенность), то при довольно широком диапазоне проницаемости (0,03-0,06; 0,06-0,12; 0,12-0,24; 0,24-0,6 мкм2) средние значение близки друг к другу и рання 25,5%.
Таким образом, среднее значение остаточной нефтенасыщенности пласза 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 нефтеотдачи пластов применяются, в основном, в опытно-промышленных масштабах с целью выбора наиболее оптимальных вариантов дополнительного воздействия на залежь. Объектами этих работ являются залети или участки залежей разною масштаба. По степени изученности начальные и остаточные запасы таких объектов также различны. Значительная часть про?яысловых экспериментов проводится на давно разрабатываемых объектах, от юсительно хорошо изученных по данным разведки и последующей разработки традиционными методами. Такие объекты имеются на месторождениях республик Татарстан и Башкортостан, Самарской, Оренбургской и Саратовской областей, а также на месторождениях Западной Сибири. В некоторых случаях на месторождениях с трудно-
25 извлекаемыми запасами нефти, работы по применению новых методов увеличения нефтеотдачи пластов начинаются почти сразу же после окончания разведки. Таким образом, принятие решения о целесообразности применения новых методов- увеличения нефтеотдачи происходит па разной информационной базе, не всегда достоверно отражающей фактическое состояние выработки запасов нефти и структуру распределения остаточных запасов в пласте.
При определении коэффициента выработки нефтяной залежи к началу вненрения новых мероприятий по увеличению нефтеотдачи большое значение имеет достоверность, т.е. точность определения параметров залежи, по которым подсчитываются начальные запасы нефти. Применяемые в настоящее время методы определения этих параметров требуют дальнейшего совершенствования. чтобы обеспечить достаточную точность подсчета запасов в различных геологических условиях.
Из формулы (1.1) видно, что если количество добытой из залежи нефти Qhh известно, то величина коэффициента нефтеотдачи определяется только значением величины балансовых запасов нефти. Оба параметра, входящие в формулу (1.1), определяются с некоторыми погрешностями. Если достоверность определения количества извлеченной нефти зависит от погрешности средств измерения и составляет (по мнению многих специалистов) порядка ±1%, то погрешность подсчета начальных и остаточных запасов нефти может составить значительную величину.
Попытки количественной оценки погрешностей подсчета запасов нефти предпринимались многими исследователями [10, 44, 64, 71, 72]. Наиболее известны и получили определенное признание работы М.В. Абрамовича, А.А. Трофимука, Е.Ф. Фролова, Л.Ф. Дементьева и др.
При обобщении данных разведки и разработки возникают погрешности двух гидов: систематические и случайные. Выявление систематической погрешности связано с анализом методов определения параметра и заключается в оценке ее знака и предполагаемой величины. Эта погрешность иногда рассмат-
26 ривается как мера правильности измерения иль определения: результаты тем правильнее, чем меньше величина систематической погрешности.
К наиболее общим источникам возникновения систематических погрепь ностей определения параметров пласта относятся следующие.
1. Упрощение структурного плана при пгстроении его по данным бурения поисковых и разведочных скважин. В результате оказывается уменьшенной длина контура и изменяется представление о площади залежи.
2. Неполный комплекс геолого-промыспо зых исследований в интервалах продуктивных отложений иногда не позволяет выделить все непроницаемые прослои, что приводит к завышению эффективчой толщины пласта. А в некоторых случаях даже полный комплекс промыслово-геофизических исследований не позволяет фиксировать тонкие глинистье прослои или микропрослои, в результате чего может оказаться существенно заниженной величина эффективной толщины коллектора.
3. Систематические погрешности в значениях эффективной толщины пласта могут быть допущены за счет ошибочного определения нижних пре/,е-лов коллекторских свойств и соответствующих им геофизических характеристик, в частности, за счет непрсдставителыюсти выборки, по которой обосновываются критические величины параметров.
4. При определении коллекторских свойств по керну иногда допускаются систематические погрешности из-за того, что отсутствует оценка представительности керна.
Некоторые методы определения нефтенасыщенности могут быть источниками значительных систематических пшрешностей (например, методы центрифугирования или капиллярной пропитки при определении содержания остаточной воды в породе). По данным К.Б. Аширова и других авторов в карбонатных отложениях турнейского яруса коэффициент нефтенасыщенности, определенный по кернам из оценочных скважин, пробуренных на нефтяной основе, составляет 0,89 при принятом для подсчета его значении 0,80. Кроме того в
27 карбогатйых коллекторах некоторых месторождений в породах и трещинах кроме подвижной нефти присутствует битум и другие органические вещества в виде цемента или изоморфной смеси с минеральной фазой породы. Способы подготовки кернов к лабораторным исследованиям также могут вызвать возникновение систематических ошибок.
Выявление систематической погрешности связано с анализом Методов определения параметра и заключается в оценке ее знака и предполагаемой ве-личины. Эт? погпец1М0ст.ь и.упт'да ’рассматривается как мера ппавильности измерения или определения: результаты тем правильнее, чем меньше величина систематической погрешности.
Устранение систематической погрешности может быть достигнуто введением в измерение поправки, величина которой равна абсолютной величине систематической погрешности с обратным знаком.
Случайные погрешности в отличие от систематических неизбежны при всяком измерении (определении) величины признака (параметра). Величина случайной погрешности вычисляется существующими методами теории ошибок измерений. Опа может быть при необходимости уменьшена до желаемой величины разными способами, однако полностью исключить ее из результата определения невозможно, так как ее знак всегда остается неизвестным. Случайная погрешность может служить мерой точности измерения: результаты измерений точны постольку, поскольку они не искажены случайными погрешностями и тем точнее, чем больше оснований считать эти погрешности малыми, Однако понятие «точность» в широком смысле связывается с наличием как случайной, так и систематической погрешности. Соотношение между систематическими и случайными погрешностями, их удельные веса в общей погрешности могут быть самыми различными в зависимости от стадии изучения объекта, количества и качества исходных данных, а также совершенства методик их обработки. Изменение случайных погрешностей оценки параметров и заиа-
28 сов по мере изучения залежи в общем случае характеризуется нисходящей кривой.
Точность определения коэффициента нефтеотдачи существенно зависит от применяемой в настоящее время методики годсчета запасов нефти и гача, которая имеет определенные недостатки. Подс-еты запасов нефти недостаточно точны и весьма громоздки; точность при.метемых методов определения отдельных параметров залежи не анализируются должным образом; несовершенны инструкции по подсчету запасов нефти и газ».
Как уже указывалось, при вычислении коэффициента нефтеотдачи обычно не принимают во внимание точность, с которой определены величины суммарного количества нефти, добытой из залежи, и балансовых запасов, хотя погрешности в их определении влияют на точность вычисления коэффициента нефтеотдачи, а следовательно, и извлекаемых запасов нефти. При этом обыч ю величины извлекаемых запасов нефти на различных этапах разработки, как поддающиеся непосредственному измерению га дневной поверхности, имеют значительно более высокую точность, чем величина балансовых запасов нефти, достоверность подсчета которых зависит от точности определения целого ряда параметров.
□опросами допускаемых погрешностей при подсчете запасов в зависимости от точности определения исходных параметров занимались многие исследователи. Планомерные исследования этого вопроса у нас в стране начни проводиться во ВНИИ в 1953 г. Была разработана предварительная методика оценки точности подсчета запасов нефти в недрах на основе известных значений погрешности при определении параметров залежи в отдельных точках. Однако она учитывает только случайные ошибки при определении исходных данных. Систематические ошибки параметров по этой методике не учитываются.
Методика основана на том, что погрешность определения результатов сложного процесса может быть вычислена кгк среднеквадратичная ошибка
29
сложной функции по общеизвестным формулам из теории ошибок.
Хак известно, для функции общего вида
У = Г(Х,.Х2...ХП) среднеквадратичная ошибка находится по формуле
/ 6'у г?у 1
Mv = ±V(-----шХ|)2 + (-----тх:)2+ ..."(--- mXn) , (1-25.1
z?x, z?x2 ё хп
ёу ёу ёу
где----, —, — - частные производные функции по аргументам хь х2;. .хп;
?х, ё хп
шХ|, Г)х2,-гахп ' среднеквадратичная ошибка определения аргументов хь
Величины ошибок аргументов тХь И1х2,---П1хп находят также по общеизвестным формулам теории ошибок, а для средних значений аргументов по формулам математической статистики - ошибкам репрезентативности.
В частном случае, если функция имеет вид
Х| х2
y~XiX2...Xn или у= , ТО (1.26)
х3...хп
относительную ошибку ее определяют по формуле
У X; х2 хп
Му
где --- - относительная ошибка функции (1.26).
У
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 И-,, коэффициентов пористости т, нефтенасыщенности Sh, плотности нефти рн и иересчетного коэффициента пластовой нефти Ь.
30
Относительная среднеквадратичная ошибка определения запасов'нефти в залежи или отдельной ее части, обусловленная относительными погрешностями определения параметров пласта, в общем виде запишется следующим образом:
MQhe / Мр, Мнэф , Мм , Msl| , Мрц Мвн ,
Qhb F ЬЭф m SH Ph Bh
MF мНЭФ Мм Ms„ Мрн Мвн _
где ---,----,----,-----,-----,---- - относ ительные ошибки определенья
F Ьэф m SH Ph Вн
площади и средних значений соответственно эффективной толщины, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности, плотности и пересчетного коэффициента.
И.Л. Зубик и М.Х. Мусин, учитывая что величины р„ и Ьн 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 обосноваю, так как относительные ошибки определения средних значений плотности и пересчетного коэффициента в для категории запасов А и В изменяются соответственно в пределах 0,5-1 и 2-5%. При учете указанного допущения формула (1.28) несколько упрощается:
MQH ,/ MF М^~ Мм , MSH
= ±Л/(-.)2 + (-)2+(--)3+(---у. (1.29) Qh--------------------------------------------------F h3 m а н
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, те вдаваясь в методику определения ошибок каждого из параметров, входящих в формулу (1.29 ), рассмотрим, какие результаты были получены при оценке точности подсчета запасов в
31 недрах ио ряду месторождений платформенного типа. При этом в дальнейшем в соответствии с принятой 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 размера. Относительные ошибки определения отдельных расчетных параметров и подсчета запасов на этих площадях приведены в табл. 1.2. Данные из табл. 1.2 позволяют сделать следующие выводы:
с ростом изученности залежи достоверность подсчета запасов нефти повышается;
?) соотношение между величинами ошибок отдельных параметров на различных стадиях разведки и разработки залежи различно.
В период разведки, когда запасы в основном подсчитываются но категориям С| и В, основными являются ошибки в определении эффективной толщины пласта.
Определение истинной величины нефтенасыщенной толщины пласта встречает большие затруднения, в особенности в тех случаях, когда коллектор представлен толщей чередующихся тонких прослоев 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) MF F Мю hg Мм m MsH Sh MpH Ph MQ,.,b Qhb
С1 20 15 15 Ю 2 33
В 12 4 5 5 1 15
А 2 3 3 o 0,5 5
В разработке 2 3 2 1 0,5 5
32
Во всех этих случаях при вычислении средней эффективной нефтенасы-щенной толщины пласта допускаются большие погрешности. Чтобы их уменьшить, необходимо комплексное определение этой величины по данным анапи-за кернов, электрического и радиоактивного каротажа, опробования скважин, бокового электрического зондирования в совокупности с техническими данными по отдельным скважинам.
В период детального изучения площади что соответствует категории запасов А, ошибки всех паоаметров выравниваются по величине при onHOfременном повышении точности их определения.
Наиболее существенные ошибки получаются при подсчете извлекаемых запасов. В соответствии с формулами относительную ошибку определения извлекаемых запасов можно вычислить по формуле
/ MQhe , М р
Mo„,/Q„3 = + >/(------)2 + (^Ly, (1.30)
Que р
т.е. она зависит от погрешности подсчета запасов в недрах MQhb/ Qhs и ошибки определения коэффициента нефтеотдачи пласта Мр/0.
Различают следующие три случая оценки точности коэффициента нефтеотдачи:
1) при подсчете коэффициента нефтеотдачи для полностью выработанных залежей;
2) при определении проектного коэффициента нефтеот дачи;
3) для не полностью выработанной залежи, т.е. при определении коэффициента использования запасов.
При определении коэффициента нефтеотдачи по выработанным залежам ошибки коэффициента нефтеотдачи вычисляются по следующей схеме. Относительная ошибка определения 0 по формуле
/ MQhb MQhh , '
Mp/p = ±x'(-----)2 + (----)2. (1.31)
Qhb Qhh
33
Относительная ошибка MQll6/ Q(1K согласно данным табл. 1.2 принимается
для разрабатываемой залежи равной ±5 %. Если относительную погрешность определения добытой нефти принять ориентировочно равной +1 %, без учета систематических ошибок в результате потерь нефти вследствие испарения и других причин, то относительная ошибка ivlp/p, подсчитанная по формуле (1.31), составит +5,1 %. Это означает, например, что при коэффициенте нефтеотдачи 0,60 абсолютная погрешность будет равна +0,03 %, т.е. величину коэффициента нефтеотдачи следует выражать как 0,60 ± 0,03.
При определении проектируемого коэффициента нефтеотдачи, а также коэффициента использования запасов принимают во внимание, что в этих случаях коэффициент нефтеотдачи представляет собой сложную величину, определяемую по формуле. Согласно этой формуле и в соответствии с выражением (1.1) среднеквадратичная ошибка определения коэффициента нефтеотдачи
/ МрВЫТ п Мт|ОХ2 М^вс 2
Мр /р = ± <( ----- )- + (—-)2 + (—-----)2, (1.32)
Рвыт Пох >1вс
где Мрв1,|Т /рвыт, Мрох/ г|ох. Мрвс/ рис - относительные ошибки определения Рг.ыт, Рох, Рис-
Значения ошибок определения коэффициента нефтеотдачи и коэффициентов 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 точности при определении извлекаемых запасов приведено в табл. 1.5.
В заключение следует отметить следующее. Основными показателями, определяющими состояние разработки нефтяной залежи, являются изменения степени нефтенасыщения и величины коэффициентов нефтеотдачи коллектора
34
в процессе эксплуатации. Как известно, рациональная разработка нефтяных месторождений заключается в обеспечении потребной добычи нефти из недр при наименьших затратах с максимальным коэффициентом нефтеизвлечения.
Таблица 1.3
Ошибки определения проектного коэффициента нефтеотдачи в зависимости от составляющих коэффициентов [по Е.Ф. Фролову]
Степень изученности зале-жи Относительные ошибки, % Абсолютны? значения ошибок при Р=0,60
Мрвыт^Рвыт! Мпохфох Мр|1С/Рвс Мр/3
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
Таблица 1 А
Ошибки определения извлекаемых запасов е зависимости
от относительных ошибок Qm и р, %
Степень изученности залежи (кат.зап.) MQh?Qh3 Мр/Р MqhG/Qhe
с. 33 33 47
В 15 17 23
А 5 7 9
Разраб.залежи 5 ' 5 7
35
Таблица 1.5
Ошибки извлекаемых запасов нефти, %
Категория запасов По Е.Ф.Фролову По А.А.Трофимуку По М.В.Абрамович У
с, 47 50 50
в 23 25-30 -
А 29 10 15
В конечном итоге эффективность разработки нефтяных месторождений определяется величиной коэффициента конечной нефтеотдачи пластов. Для крупных месторождений платформенного типа повышение нефтеотдачи даже на 1-2 % имеет большое народнохозяйственное значение, так как оно равносильно открытию новых нефтяных площадей. Повышение конечного коэффициента нефтеотдачи может быть обеспечено только при условии постоянного изучения изменения нефтеводонасыщения коллекторов и текущего коэффициента нефтеотдачи в пластовых условиях в процессе разработки залежи. Исследование вопросов нефтеотдачи - одна из наиболее важных и сложных задач при разработке нефтяных месторождений. Применяемые в настоящее время (лабораторные исследования, различные гидродинамические и балансовые методы, электрометрия и др.) не отвечают в полной мере задачам рационального использования ресурсов углеводородного сырья и требуют постоянного совершенствования.
Имеет важное значение разработка и крупномасштабное применение новых способов воздействия на нефтегазоводонасыщенные пласты с целью обеспечения более полной выработки запасов нефти.
36
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 процессе разработки.
К неуправляемым факторам относятся естественные геолого-физические характеристики нефтяной залежи:
I) тип коллектопа. естестненняя проницаемость и кзвернозность пород;
2) литологический состав пород, слагающих продуктивный пласт;
3) физические свойства пород продуктивного пласта (пористость, проницаемость, порометрические характеристики, удельная поверхность пород и др);
4) микронеоднородность 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, играющие весьма важную роль в процессах вытеснения нефти водой;
7) макронеоднородность пласта-коллектора (слоистость, зональная изменчивость свойств, наличие тектонических разрушений и др );
8) условия залегания нефти, газа и воды (глубина залегания, пластовая температура и давление, тип залежей по фазовому состоянию 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 созершенно необходимо для обоснования технологий извлечения остаточных запасов нефти.
Для успешного применения того или иного метода извлечения остаточ-
37
ных запасов нефти следует четко знать, за счет какого показателя (фактора), в какой мере снизилась или не была достигнута удовлетворительная выработка запасов нефти. Универсальных методов увеличения нефтеотдачи пластов вообще и извлечения остаточных запасов нефти в частности в настоящее время нет и, по-видимому, не может быть и в будущем. Поэтому методы извлечения остаточных запасов нефти из заводненных пластов должны выбираться и обосновываться исходя из основных факторов, снизивших показатели эффективно-сти заводнения. Значительная часть из этих факторов относится к категории неуправляемых. Ниже остановимся на краткой характеристике 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 петрофизические характеристики породы, такие как: пористость, проницаемость, неоднородность структуры порового пространства, размеры пор, удельная поверхность, вещественный состав и смачиваемость коллектора.
Несмотря на многочисленность проведенных исследований, степень влияния каждого из перечисленных факторов на коэффициент вытеснения нефти водой изучена еще недостаточно.
При изучении зависимости коэффициента вытеснения от неоднородности структуры порового пространства наиболее сложная задача - выбор параметров, в полной мере отражающих степень неоднородности. Чем больше разница в размерах последовательно соединенных пор и послепоровых сужений в коллекторе, имеющем гидрофильную поверхность, тем интенсивнее будет происходить диспергирование несмачивающей фазы (нефти) на границе сужений и расширений, т.е. тем худшие условия для вытеснения нефти будут создаваться. При этом помимо усиления диспергирования нефтяной фазы с увеличением отличия размеров пор и.сужений будет также повышаться капиллярный перепад давления, необходимый для прохождения через цепочку пор изолирован-
38
ной глобулы нефти. Этот перепад давления можно уменьшить лишь снижением межфазного натяжения на границе "вода - нефть", т.е. путем химического диспергирования нефти. Чем больше размер пор (а значит, и капель нефти в них) отличается от размера послепоровых сужений при любой смачиваемости породы, тем больше отношение капиллярных и гидродинамических сил, тем более высокая остаточная нефтенасыщенность будет в данной породе, тем больше увеличивается перепад давления или степень снижения межфазного натяжения, необходимых 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 движение пленочно удержанной нефти в заводненной пористой среде, необходимо первоначально оттеснить нефть от поверхности пор. Это, как известно, возможно только при изменении смачиваемости поверхности с гидрофобной на гидрофильную. Затем снова возникает задача перемещения глобуальдой нефти в каналах переменного сечения.
Таким образом, микронеоднородность пор пласта, характер смачиваемости поверхности пор, содержание поверхностно-активных веществ в нефти и воде совместно влияют на формирование капиллярно и пленочно удержанной остаточной нефти.
Следует отметить, что степень влияния капиллярных и поверхностных сил определяется в зависимости от величины гидродинамических сил. Ф.И.Котяхов в своих исследованиях показал, что коэффициент вытеснения нефти Р выт зависит от параметра КА и определяется формулой [71]
КА
Р выт =-------------------(.2-')
0,00052+0,0135 КА
где КА - отношение перепада давления в пористой среде дР и капиллярного давления Рк, т.е. КА = А Р/Рк.
39
Подставляя вместо А Р и Рк их значения, можно получить u L Vcp
КА= ------1----------, (2.2)
ст cos 9 х/кт
где ц - динамическая вязкость нефти; L - длина пористой среды; vcr - скорость фильтрации; ст - поверхностное натяжение на границе "нефть-вода"; 0 - краевой угол смачивания; К - проницаемость; m - коэффициент полной пористости.
Из графика рис. 2.1. видно, что чем выше перепад давления в пласте, т.е. чем больше параметр КА, тем больше коэффициент вытеснения нефти. Однако увеличение 0 Выт с увеличением КА происходит только до определенного значения КА < 3, выше которого коэффициент вытеснения нефти из макронеодно-родного пласта практически не зависит от КА.
Рис. 2.1. Зависимость коэффициента вытеснения 0 Выт от безразмерного Параметра КА [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.Чоловского и др. На рис. 2.2 и 2.3 приведены графики зависимости коэффициента вытеснения нефти от коэффициента пористости и проницаемости [56]. Как видно из приведенных рисун-
40
ков, коэффициент вытеснения нефти из образцов быстро возрастает в интервале изменения 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 коэффициента 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 (3 ВЬп от коэффициента пористости [56]
Рис. 2.3. Зависимость коэффициента вьг еснения Р Выт от коэффициента проницаемости пористой среды К [56]
Таким образом видно, что существеннее влияние пористости и проницаемости на коэффициент вытеснения нефти следует ожидать в пластах низ<ой проницаемости.
Макронеоднородность продуктивных пластов (послойная, зональная, объемная и т.д.) влияет на коэффициент охвата пластов заводнением. В згви-
41 симости от степени неоднородности коллектора и вязкости нефти коэффициент охвата может колебаться в очень широких пределах, от 10-15 до 75-85 %. Указанные крайние значения охвата пластов заводнением наблюдались по Х1П пласту Узеньского и пласту B81j Самотлорского месторождений. Более под-роб но влияние неоднородности пластов на нефтеотдачу будет рассмотрено в следующем разделе.
Влияние вязкости нефти на нефтеотдачу. Состав и физико-химические C3GHCтвз неф'ТСИ И ПЛаСТОБЫл ВОД ni раЮТ Gj рОМНуЮ рОЛЬ В прОЦСССаХ БЫТССНС-ния нефти водой. При разработке нефтяных пластов, 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. Многочисленные эксперименты показывают, что при вытеснении вначале 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 нефти объем отбираемой нефти за безводный период уменьшается, что приводит к увеличению водного периода эксплуатации и добыче вместе с нефтью больших объемов попутной воды. Залежи высоковязких нефтей в сочетании с ухудшенными коллекторскими свойствами продуктивных 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 проектная конечная нефтеотдача при заводнении не превышает 0,3 [64].
Р.Г.Абдулмазитов и Р.Х.Муслимов [ЮЗ] проанализировали состояние разработки и нефтеотдачи по залежам высоковязких нефтей Республики Татар-
42
стан. На основе анализа многочисленных прогнозных коэффициентов нефте отдачи залежей нефти с широким диапазоном изменения вязкостей предложена эмпирическая формула зависимости нефтеотдачи от вязкости нефти Цн в виде
35,3
(3 = 27,8+ -------. (2.3)
Мн
Анализ этой зависимости показывает, Ч ’о при расчете проектных коэффициентов нефтеотдачи для залежей с малыми и средними значениями вязкости формула (2.3) дает заниженное значение.
По-видимому, это связано с тем, что на нефтеотдачу оказывают существенное влияние физические свойства пород тродуктивного пласта. Поэтому при анализе разработки нефтяных залежей находят зависимость между нефтеотдачей и подвижностью нефти - К/цН- На рис. 2.4. приведена зависимость нефтеотдачи от подвижности нефти, полученная нами по данным разработки залежей в терригенных коллекторах на жестко-водонапорном режиме по 70 объектам б. СССР. Обработка статистических данных по коэффициенту проницаемости пород, динамической вязкости нефти и нефтеотдаче по этим объектам позволила представить связь между нефтеотдачей и подвижностью нефти в виде степенной зависимости:
К
(3 = 0,0773 (-—)03S. (2.4)
Мн
Отклонение фактических данных по некоторым объектам (рис. 2.4), по-видимому, связано с влиянием на нефтеотдачу наряду с вязкостью и других факторов.
Формулы (2.3) и (2.4) приведены здесь лишь для подтверждения значительной роли вязкости нефти в формировании конечной нефтеотдачи.
Влияние аномалии вязкости нефтей на нефтеотдачу. Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений существенно зависит от содержания в
мкм2/ мПа.с
К
Рис. 2.4. Зависимость нефтеотдачи 0 от подвижности нефти К/ ц в терригенных коллекторах при жестко
водонапорном режиме:
1 - США; 2 б. СССР
44
нефти высокомолекулярных компонентов - смол, асфальтенов и парафина, влияющих на реологические свойства нефтей и поверхностные явления на границе "нефть - вода" и "нефть - порода".
В последние годы исследованиями многих авторов [15-20, 31-36, 59-6 , 105-111 и др.1 установлено, что пластовые нефти, содержащие повышенное количество асфальтенов и смол, обладают структурно-механическими свойствами. Их фильтрация в пористой среде сопровождается отклонениями от законе в Ньютона и Дарси. Такие нефти принято называть аномально-вязкими или неньютоновскими, так как их вязкость и подвижность являются переменными величинами.
Аномалии вязкости нефти оказывают заметное влияние на процесс разработки нефтяной залежи. При вытеснении нефти водой фактические градие т-ты пластового давления меняются в широких г ределах. 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], нефтеотдача на те-сторождениях неньютоновских нефтей примерно в два раза меньше по сравнению с месторождениями, нефти которых относятся к ньютоновским жидкостям.
Остающаяся за фронтом вытеснения нефть, обладая аномалиями вязкости, будет малоподвижной. Капли и пленки структурированной нефти трудно деформируемы, они потребуют большей затраты энергии на деформацию и дробление на более мелкие капли. Пленки с-руктурированной нефти разрушить труднее, чем пленки ньютоновской нефти.
Проектирование и анализ разработки месторождений неньютоновских нефтей следует производить с учетом особенностей фильтрации и вытеснения аномальной нефти в пористой среде. Решение этих задач возможно на основе
45
результатов систематических исследований физических основ добычи ано
мальных нефтей [17, 35, 36, 105-111 и др.].
Влияние активных компонентов нефти и пластовой воды на нефтеотдачу. Многочисленными лабораторными исследованиями разных авторов показано, что при прочих равных условиях одним из важнейших факторов, влияющих на коэффициент вытеснения нефти из пористой среды, следовательно, и на нефтеотдачу, является нефтевымывающая способность воды, которая зависит как от ее физико-химической характеристики, так и от природы вытесняемой ею нефти и характера пористой среды. При этом одним из показателей, характеризующих качество воды, служит величина поверхностного натяжения па границе "нефть - вода". Этот параметр, в свою очередь, зависит как от солевого состава вод, так и от состава самих нефтей, в особенности от содержания ПА13 в водах и нефтях.
Величина поверхностного натяжения на границе "нефть - вытесняющая вода" для различных месторождений колеблется в широких пределах в зависимости от содержания органических кислот в нефтях и солевого состава щелочной и.г зетовой воды.
На основе изучения качественной и количественной характеристики ПАВ в нефтях и водах различных месторождений В.Т.Малышек дал классификацию нефтей и вод по их поверхностно-активным свойствам [112].
2.2. Управляемые (технологнчекие) факторы, влияющие на нефтеотдачу
Известно, что современное состояние научно-методических основ разработки нефтяных месторождений позволяет выбирать оптимальные системы разработки, обеспечивающие максимально возможную и экономически целесообразную нефтеотдачу пластов. Это достигается комплексным решением задач по подбору систем воздействия на залежь, схем размещения и плотности сетки скважин, по выбору оптимальных режимов работы как водонагнетатель-
46 ных, так и добывающих скважин, проведение мероприятий по улучшению нефтевытесняющей способности воды и т.д. С помощью этих методов в некоторой степени удается ослабить отрицательное влияние природных фактороз на нефтеотдачу и повысить эффективность заводтения.
К этим факторам относятся:
1) способ и схема воздействия на продуктивный пласт;
2) размещение добывающих и водонагнетательных скважин (форма сетки и плотность сетки скважин);
J) соотношение вязкостей нефти и вытесняющей воды;
4) темп отбора жидкостей;
5) режимы работы добывающих и водонагнетательных скважин;
6) смачиваемость поверхности пор (гидрофильность и гидрофобность);
7) способы регулирования процессов разработки;
8) способы управления движением вытесняющей воды в неоднородных 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 сейсмо-акустического воздействия, когда это необходимо для интенсификации притока нефти. Следует отметить, что в обычных условиях естественная трещиноватость пластов, как правило, карбонатных, ухудшает охват их рабочим агентом (водой, газом, паром, растворами химреагентов).
К одним из важнейших технологических факторов разработки нефтянь х месторождений относится система искусственного заводнения, которая определяет порядок расположения добывающих и водонагнетательных скважин.
При законтурном заводнении и при разработке залежей на естественном
47 водонапорном режиме соотношение вязкостей нефти и вытесняющей ее воды, как правило, меньше, чем при внутриконтурном заводнении, когда закачивается пресная вода.
Если нагнетательные скважины расположены на некотором удалении от внешнего контура нефтеносности, то перед закачиваемой пресной водой движется оторочка из пластовой воды с более высокой вязкостью, чем у пресной.
При контурном заводнении, когда нагнетательные скважины располагаются непосредственно у внешнего контура нефтеносности, нефть вытесняется смесью пресной и пластовой вод.
Высокое соотношение вязкостей нефти и вытесняющей ее воды при внутриконтурном заводнении несколько ухудшает условия вытеснения нефти и приводит к уменьшению нефтеотдачи. Кроме отношения вязкостей нефти и воды на схему воздействия на пласт существенно влияет наличие и размеры начальной водонефтяной зоны. Отрицательное влияние начальной водонефтяной зоны особенно велико при законтурном заводнении, при котором происходит опережающее перемегцение 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 геометрическая схема расположения водонагнетательных и добывающих скважин оказывают влияние на конечную нефтеотдачу пластов. Количественная оценка влияния плотности сетки скважин на эффективность вытеснения нефти в настоящее время затруднена. Имеющиеся рекомендации по этому вопросу носят приближенный характер из-за сложности самой Задачи и учета практически только одного фактора - неоднородности продуктивного пласта.
Следует отметать, что при разработке залежей аномальных нефтей от частоты расстановки скважин зависит распределение в пласте градиентов дав-
48 ления. При редкой сетке скважин на значительной площади залежи значения градиентов пластового давления могут оказаться сопоставимыми или меньшими градиента давления полного разрушения структуры в нефти. В этих зонах фильтрация и вытеснение нефти будет происходить в неблагоприятных условиях, что, безусловно, отразится на нефтеотдаче пласта.
В настоящее время разработка нефтяных месторождений заводнением осуществляется при очень широком диапазоне изменения плотности сеткг 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 Рос сии, таких как Ромашкинское, Арланское и др.
В работах В.Н.Щелкачева показано, что на месторождениях США после 1973 г., т е. после начала энергетического кризиса, происходило массовое уплотнение скважин. Приведем два примера из его работ.
1. Месторождение Уоссон (открыто в 1936 г.) занимало по добыче нефти 1 место по текущему уровню добычи нефти и V место по начальному извлекаемому запасу (ПИЗ). С начала 70-х годов по нему было проведено уплотнение сетки скважин с 16 га/скв. до 8 га/скв. За счет уплотнения сетки планируется добыть более 10 млн. м3 нефти, т.е. увеличить НИЗ на 4 %.
2. Месторождение Уилмингтон (открыто ь 1935 г.) занимшто в США IV место по текущему уровню добычи нефти и 11 место по величине НИЗ. На весьма значительном участке этого месторождения сетка скважин была уплотнена до 3 га/скв. и был внедрен самый крупный в США процесс полимерного заводнения.
Аналогичные процессы двойного уплотнения сетки скважин можно указать как на месторождениях России, так и США.
гаким образом, на основе анализа отечественного и зарубежного опыта совершенно очевидно существенное влияние плотности сетки скважин на неф
теотдачу.
49
Безусловно, выбор оптимальной плотности сетки скважин на конкретном объекте разработки задача технико-экономическая При решении этой задачи необходимо учитывать, по возможности, все изменения в механизме нефтеотдачи пластов с уплотнением сетки скважин.
Влияние на нефтеотдачу пластового давления, градиента пластового давления на фронте вытеснения и режимов работы скважин следует рассматривать совместно.
Пластовое давление при разработке нефтяных залежей тесно связано со многими показателями, такими как: темп разработки, дебиты скважин, количество скважин, необходимых для поддержания требуемой добычи нефти, затраты на добычу нефти и др. Значение пластового давления определяется из условия оптимальности всей системы разработки. Однако при решении этой задачи часто не учитывают того положения, что путем изменения пластового давления можно поддерживать на фронте вытеснения требуемые градиенты давления для ослабления влияния капиллярных сил и аномалий вязкости 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 нефти газом.
По-видимому, наиболее полное вытеснение нефти будет обеспечено при давлении, большем давления насыщения. При таком давлении вязкость пластовой нефти имеет минимальное значение, что способствует увеличению коэффициента подвижности и охвата пласта воздействием по площади. При этом добывающие скважины будут 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 требуются более высокие давления нагнетания при одинаковых расходах воды и количества нагнетательных сква
жин.
50
При поддержании пластового давления ниже давления насыщения в Пластовы:. условиях происходит выделение из нефти газа, что приводит к увеличению вязкости нефти и уменьшению нефтеотдачи.
Одним из важнейших параметров системы разработки, определяющим ее эффективность, в том числе и нефтеотдачу, является давление нагнетания. Отечественный и зарубежный опыт разработки нефтяных месторождений в различных геолого-физических условиях показывает, что повышение давления нагнетания увеличивает толщину коллектора, принимающей воду, и коэффициент приемистости скважины. Все это способствует увеличению коэффициента охвата пласта воздействием.
Кроме того, высокое давление нагнетания позволяет поддерживать большие градиенты давления на фронте вытеснения, обеспечивающие более полное вытеснение нефти из пласта.
В настоящее время показано [17, 18, 35, 35 и др.], что несэти многих месторождений обладают структурно-механическими свойствами, т.е. относятся к неньютоновским жидкостям. Кроме того, проведены исследования [20, 3 I, 60, 68], показывающие, что процесс 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.Коробова и Ю.В.Антипина приводится на рис. 2.
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 по самым большим поровым каналам и трещинам. По мере увеличения градиента давления в процесс фильтрации вовлекаются все более мелкие поры, и при втором критическом градиенте давления фильтрация происходит по всем основным норам. Эта гипотеза, очевидно, требует дополнительного подтверждения. Однако в любом случае в области малых градиентов давления наблюдается уменьшение коэффициента пронт-
51
цаемости.
Исследованиями фильтрации неньютоновских жидкостей занимались М.Г.Алишаев, А.Т.Горбунов, А.Х.Мирзаджанзаде, В.В.Девликамов, З.А.Хаби-буллин 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 вытеснения нефти водой
Рис. 2.5. Зависимость проницаемости от градиента давления (по
К.Я.Коробову и Ю.В. Антипину):
I и 2 - номера моделей пласта
На рис. 2.6 приведены графики - зависимости коэффициента вытеснения нефти скв. 16 Исанбаевского месторождения Республики 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 предварительных исследований было установлено, что использовавшаяся нефть обладала аномалиями вязкости.
52
Р&ЫТ.
25 50 75 100 150 200 300 1/,гПа»М
Рис. 2.6. Графики зависимости коэффициента вытеснения нефти скв. !6 Исанбаевского месторождения от градиента давления у:
1 - водой без добавления ПАВ; 2 - водой с добавлением ПАВ
При малых градиентах давления фильтрация этой нефти существенно отклоняется от линейного закона Дарси. Значение градиента предельного разрушения структуры в нефти составляло примерно 4 кПа/м.
Из представленных результатов видно, ч-о при вытеснении аномальной нефти из пористой среды значительную роль играет градиент давления. При малых градиентах давления достигается небольшой коэффициент вытеснения. Так, например, при градиенте давления, равном 5 кПа/м,коэффициент вытеснения составил 0,44. Повышение градиента давления до 20 кПа/м привело к увеличению полноты вытеснения аномальной нефти до 0,50.
53
Таким образом, в механизме вытеснения аномальной нефти водой существенную роль играет градиент давления. Разработка залежей аномальных нефтей при малых градиентах давления может привести к уменьшению коэффициента нефтеотдачи, увеличению объема попутно извлекаемой воды и срока разработки нефтяного месторождения.
В работе [71] выполнен обзор работ по использованию методов математической статистики для прогнозирования коэффициента нефтеотдачи пластов. Показано, что первой попыткой сбора, систематизации и анализа промыслового материала по нефтеотдаче, выполненной специально с целью статистической обработки данных, следует считать опубликованную в 1948 г. 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.
В 1948 г. в работе С.Ф. Шоу проведен анализ влияния плотности сетки скважин на конечную нефтеотдачу карбонатных коллекторов по 40 месторождениям штата Мичиган США.
Анализом данных о нефтеотдаче пластов на месторождениях США занимались и русские исследователи. ФА. Гришин использовал фактические материалы по 206 месторождениям штата Техас для изучения влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу. По его данным коэффициент конечной нефтеотдачи для пластов с карбонатным типом коллектора при уплотнении сетки с 16,2 до 0,6 га/скв. увеличивается более чем в два раза. Однако в работах Ф.А.Гришина при изучении этой зависимости не учитывались режим залежей и свойства насыщенных коллекторов жидкостей.
Серьезным шагом вперед было применение для обработки промысловых данных о нефтеотдаче более информативных методов математической статистики - методов факторного анализа данных. В 1955 г. Г.Гутри и М.Гринбергер
54
путем обработки данных по 73 объектам из работ Крейза и Баклея было получено следующее линейное регрессионное уравнение между нефтеотдачей пла
ста рк и некоторыми геолого-физическими факторами:
Рк = 0,11403 + 0,2719 lgK +0,2556 SB - 0,1355 lg рн - 1,538 m- 0.001144 h, (2.5)
3 2
где К - проницаемость, 10 мкм ; Su - насыщенность связанной водой, доли ед.; Ин - 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 не более чем на 6,2 %, а для 75 % месторо «дений - не более чем на 9 %.
R 1967 г. в США были опубликованы результаты статистических исследований по 226 залежам в песчаниках и 86 залежам в карбонатных коллекторах. Данные, собранные по залежам в песчаниках, позволили получить следующее уравнение регрессии нефтеотдачи по основным определяющим факторам при естественном водонапорном режиме:
Ркв = 0,54898 (2.6)
В нн Цнн Рк
где Ркв - коэффициент конечной нефтеотдачи при водонапорном режиме; ВцН, Рнн, Нвн ’ соответственно объемный коэффициент нефти, вязкость нефти и воды для начальных пластовых условий; Рн и Рк - пластовое давление в начале и в конце разработки; остальные обозначения те же, что и в зависимости (2.5).
Позднее также в работе американских авторов была проведена модификация зависимости (2.6) с учетом возможного истощения залежей при режиме растворенного газа:
вндн
Рзлв = С[1-(1-рквтах)(------)], (2.7)
вннз где РзАВ - коэффициент конечной нефтеотдачи при заводнении;
55
Ркв max = 0,54898 [S'0-143, (2.8)
Внн Цнн
где Ркн млх - максимальный коэффициент нефтеотдачи при заводнении (при равенстве Рц и Рк); в1|Дн - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; вНщ - объемный коэффициент нефти на начало заводнения; С = 0,91 -0,97 - коэффициент относительного соответствия эффективностей заводнения и естест венного водонапорного режима.
Во ВНИИ в 70-е годы выполнено обобщение данных по нефтеотдаче залежей различных нефтедобывающих районов б. СССР. В результате была получена корреляционная зависимость текущей и конечной нефтеотдачи от различных геолого-физических и технологических факторов:
Pi: = 0,507 - 0,167 1g + 0.0275 1g К - 0.05 VK + 0.0018 h + 0.171 Кп -
- 0,000855 S, (2.9)
где рк - конечная нефтеотдача, доли ед.; щ - относительная вязкость нефти; К -проницаемость пласта; VK - коэффициент вариации проницаемости; h - эффективная толщина пласта; К.п - коэффициент песчанистости 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 разработки других месторождений, что позволило получить статистическую зависимость вида
Рк = 0,195 - 0,0078 ц0 + 0,0821 1g К + 0,0146 1 + 0,0039 h + 0,1 8 К„ -
- 0,054 Q)ilI3 + 0,27 SH - 0,00086 (2.10)
где t - температура пласта, °C; QniI3 - относительные запасы нефти водонефтяных зон; Бц - начальная нефтенасыщенность, доли ед.; остальные обозначения те же, что и в зависимости (2.8).
Статистические зависимости (2.9) и (2.10) могут быть использованы для прогнозирования конечной нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки
56 нефтяных месторождений и при подсчете начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти на стадии перспективного планирования по добыче нефти.
57
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
На основе обобщения результатов теоретических и экспериментальных исследований, выполненных во ВИИИнефть, БашНИПИнефть, ТатНИПИ-нефть, НИИНефтеотдача, УГНТУ, СибНИИНП и других исследовательски;: учреждениях, принимается, что на величину коэффициента нефтеотдачи неоднородного пласта при вытеснении нефти водой и растворами химреагенте в существенное влияние оказывают такие факторы, как: состав и свойства нефти; свойства пластовых и закачиваемых вод; тип, минералогический состав, физические свойства, характер и степень неоднородности пласта-коллектора; физико-химические свойства, размеры оторочек и технология закачки раствороз химреагентов; совокупность форм и значения остаточной нефтенасыщенности пласта к началу применения технологии увеличения нефтеотдачи.
Важнейшими факторами, влияющими на процессы вытеснения нефти 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 повышения нефтеотдачи с применением малообъемных оторочек химреагентов, является неоднородность пласта. В частности, наиболее распространенная послойная неоднородность продуктивного пласта приводит к нарушению условий оптг-мальности и непрерывности объема оторочки. Степень влияния этого фактора на выработку запасов нефти, очевидно, зависит от соотношения коэффицие: -
58 тов проницаемости отдельных прослоев, а в реальных пластах и от коэффициента расчлененности продуктивного пласта. Существенное влияние оказывает зональная неоднородность и прерывистое строение пласта-коллектора Неоднородность пористой среды оказывает влияние на механизм нефтеотдачи не только из-за нарушения оптимальности объемов и непрерывности оторочек, нэ и за счет изменения характера смачиваемости поверхности породы вытесняющей жидкостью.
Известно, что иекотопые процессы, способствующие увеличению коэффициента охвата пласта воздействием, такие как: противоточная капиллярная пропитка, фильтрация нефти из более нефтенасыщенных прослоев в менее нефтенасыщенные могут происходить в неоднородных пласта* при наличии гидродинамической связи между прослоями. В связи с этим наличие или отсутствие гидродинамической связи следует считать одним из факторов, влияющих на полноту вытеснения нефти из неоднородного пласта. При количественной оценке влияния этого фактора в реальных пластах необходимо пользоваться коэффициентом гидродинамической связанности пластов.
При разработке залежей нефти, обладающей существенными аномалиями вязкости, важное значение приобретают величины создаваемых градиентов давления на фронте вытеснения и способность композиционных систем или химреагентов улучшать реологические и фильтрационные свойства нефтей.
Вязкость растворов химических реагентов, межфазное натяжение на границе с нефтью, а также размеры оторочек этик систем рассматриваются как факторы, влияющие на коэффициент нефтеотдачи пласта.
Физические основы процессов вытеснения нефти из неоднородных пластов водой и с использованием малых оторочек композиций ПАВ и растворов полимеров в настоящее время изучены недостаточно полно. В связи с этим прогнозирование коэффициентов вытеснения нефти из пористых сред и охвата воздействием неоднородного пласта на стадии проектирования промышленных экспериментов путем математического моделирования затруднительно. Для
59 решения этой задачи рекомендуется использовать результаты экспериментальных исследований, выполненных с соблюдением условий приближенного моделирования процессов вытеснения остаточной нефти из моделей неоднородных пористых сред.
При проведении лабораторных экспериментов могут быть учтены следующие факторы:
1) тип коллектора и минералогический состав пород;
2) степень отличия коэффициентов проницаемости отдельных прослоев послойно-неоднородного пласта. В некоторых случаях могут быть использованы и модели зонально-неоднородных пластов;
3) наличие или отсутствие гидродинамической связи между отдельными пропластками неоднородного пласта;
4) основные свойства нефти, влияющие на процесс вытеснения;
5) состав и физико-химические свойства применяемых для довытеснения нефти композиций химреагентов, а также размеры оторочек их растворов;
6) состав и физические свойства, а также объемы растворов химреагентов, используемых для создания буферных оторочек до и после закачки композиции.
3.2. Подготовка моделей неоднородных пористых сред
Для проведения лабораторных опытов с моделированием условий терригенных коллекторов могут быть использованы насыпные модели пористых сред с использованием кварцевого песка или помола естественных кернов, извлеченных из продуктивного пласта, а также модели, составленные из нескольких образцов естественных кернов. В лабораторных опытах, выполненных нами с црлью изучения закономерностей вытеснения нефти из послойно неоднородных пород, в основном использованы насыпные модели пористых сред. Заданные значения коэффициентов проницаемостей обеспечивались путем подбора фракций кварцевого песка.
60
Для уплотнения песка и предотвращения проскальзывания вытесняющей жидкости на внешнюю поверхность манжеты керн о держателя подается давление воздуха или MHHCpdHbnuiи млела. При иегильзовании длинных кернодер-жателей без бокового обжима, представляющих собой трубку из нержавеющей стали, для устранения проскальзывания жидкости внутренняя стенка керио-держателя покрывается слоем песка на эпоксид ной основе или делается винтовая нарезка с шагом нс более 0,8 мм.
Подготовка кварцевого песка производится по следующей методике.
Исходный кварцевый песок широкой фракции засыпается в эксикатор, заливается 30%-ным раствором соляной кислоты и выдерживается в кислотном растворе в течение 72 ч. Для лучшего воздействия соляной кислоты на загрязнения песка раствор периодически перемешивается фарфоровой ложкой. Песок в эксикаторе после предварительного слива раствора кислоты отмывается дистиллированной водой. Степень отмыва песка проверяется лакмусовой бумажкой. Промытый песок просушивается в сушильном шкафу при температуре 105°С до постоянной массы, после чего вручную просеивается крупным ситэм (0,8 или 1,2 мм).
Предварительно просеянный песок пускается в помол в мельницах 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 зависит от требуемого значения коэффициента проницаемости модели пласта. Помол из барабана мельницы высыпают в 20-и литровую бутыль и заливают дистиллированной водой, перемешивают и через 5 минут воду со взвешенной в ней пылью сливают. Эту операцию повторяют 3-4 раза. Отмученный помол песка необходимо сушить в эмалированной кювете в сушильном шкафу при температу-ре 105РС до постоянной массы. После просушки помол песка рассеивают по фракциям в течение 40 минут.
61
При использовании в качестве моделей пласта из естественного кернового материала применяется составной образец, собираемый из отдельных цилиндрических образцов с ненарушенной структурой диаметром не менее 27 мм. При определении коэффициента вытеснения нефти из трещиноватокавернозных или трещиновато-порово-кавернозных пород следует применять образцы диаметром не менее 40 мм.
Цилиндрические образцы высверливаются из керна параллельно напластованию с обработкой торцевой поверхности перпендикулярно оси цилиндра. Длина отдельных цилиндрических образцов должна быть не менее 25 мм. Используются керны, отобранные из продуктивной части исследуемого пласта.
В случае малой анизотропии породы, при различии значений коэффициентов проницаемостей по напластованию и перпендикулярно напластованию менее, чем в 1,5 раза, допускается применение цилиндрических образцов, высверленных перпендикулярно напластованию.
Отдельные цилиндрические образцы, высверленные из керна, должны быть освобождены от нефти спнрто-бензольной смесью (примерное соотношение 1:2) или хлороформом и отмыты от солей с последующей сушкой до постоянной массы при температуре, не превышающей 105°С. При повышенном содержании глины образцы пород необходимо сушить при температуре не более 86°С. Для ускорения сушки допускается помещать образцы над хлористым кальцием или в вакуумной шкаф.
Отдельные керны при компоновке составного образца следует притереть по торцовым поверхностям. Для обеспечения надежного капиллярного контакта можно применять слой измельченной породы толщиной не более 0,3 мм иль один слой фильтровальной бумаги.
При повторном использовании образцов следует предварительно определить их пористость, газопроницаемость и показатель смачиваемости. Проницаемость должна отличаться не более, чем на 15%, открытая пористость не бо лее, чем на 0,5% абсолютных, а по показателю смачиваемости образца породы
62
должна относиться к тому же классу.
Допускается использование искусственно сцементированных образцов неоднородных пород, минералогический состав и параметрическая характеристика которых соответствуют составу пород продуктивного пласта.
Минимальная длина модели пласта устанавливается путем проведения серии экспериментов с исследуемой композицией на моделях различной длины или рассчитывается по критериям подобия, предложенным Д.А. Эфросом.
3.3. Подготовка модели нефти для проведения исследований
При изучении процессов вытеснения нефти водой и другими вытесняющими .агентами на лабораторных установках, результаты которых можно было бы перенести непосредственно на реальный пласт, необходимо учитывать все факторы, определяющие величину коэффициентов вытеснения и охвата пластг воздействием вытесняющим агентом. В однородных пористых средах коэффициент охвата зависит от геометрии пласта и физико-химических свойств жид костей.
Полнота извлечения нефти зависит от целого ряда характеристик: о' скорости вытеснения, поверхностного натяжения на границах фаз, разности их плотностей, структуры порового пространства, угла смачивания твердой фазы, содержания и свойств связанной воды, а также химического состава нефти и вытесняющих ее жидкостей или газа. Исследованиями последних лет установлено, что на полноту извлечения запасов нефти оказывают существенное влияние структурно-механические свойства нефтей, проявляющиеся при малых градиентах пластового давления.
В существующей теории моделирования предлагаются безразмерные параметры, учитывающие влияние только первых трех факторов. Для учета структурных особенностей порового пространства и его смачивающей характеристики рекомендуется в экспериментальных исследования?: пользоваться реальными пористыми средами. Однако использование образцов реальной
63 нефтесодержащей породы в качестве моделей пористой среды в лабораторных опытах связано с большими трудностями. Дело в том, что реальные горные породы содержат в себе различные примеси, которые также, как цементирующие материалы, при экстрагировании образца либо выносятся из порового пространства, либо растворяются. Наряду с изменениями структуры порового пространства изменяется также смачивающая характеристика твердой фазы.
Из-за отсутствия количественных характеристик, которые бы позволили учесть влияние химического состава нефти и вытесняющей жидкости, в теории моделирования вообще отсутствует соответствующий параметр подобия. Это связано с тем, что на процесс вытеснения нефти из пористой среды и на конечный коэффициент вытеснения 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 называется изовискозная углеводородная жидкость, содержащая не менее 60% нефти, фазовое состояние которой соответствует фазовому состоянию нефти в пластовых условиях". По ОСТ 39-070-78 при подготовке модели пластовой нефти из дегазировонной нефти в качестве растворителя рекомендуется использовать петролейный эфир, бензин, керосин. Многочисленные исследования показывают, что такой упрощенный подход к выбору модели пластовой нефти существенно отдаляет от реальных пластовых условий.
В работах В. М. Лютина и др. показано, что экспериментальные данные, полученные при исследовании фильтрации дистиллятов нефти, не могут быть распространены на все реальные нефти. Принципиальное отличие системы "нефть-вода" от системы "дистиллят-вода" заключается в образовании нефтями на границе с водой твердообразных пленок, физические свойства которых значительно влияют на закономерности вытеснения.
В работах Ш. К. Гиматудинова замечено снижение фильтрационных ха-
64 рактеристик пород при движении в них дегазированной нефти. В результате окисления, изменения состава некоторых соединений и охлаждения появляются компоненты, несвойственные естественным нефтям. По рекомендациям Ш. К. Г'иматудинова эксперименты по вытеснению следует проводить с естественными нефтями, хранившимися непродолжительное время при температурах не ниже 18°С, или рекомбинированными моделями нефти.
В исследованиях И. Л. Мархасина показано, что введение в нефть растворителей (керосина, в небольших количествах пстролсйного эфира) приводит к увеличению величины адсорбции асфальтенов. Большое влияние на адсорбцию оказывает добавка петролейного эфира к нефти с меньшим содержанием асфальтенов, очевидно, адсорбция породы различного количества асфальтенов приводит не только к гидрофобизации пород, но и к изменению структурно-механических свойств нефтей.
Усиление адсорбции асфальтенов может привести к замедлению процесса вытеснения нефти, а если оно сопровождается гидрофобизацией поверхности поровых каналов, то к уменьшению коэффициента вытеснения.
Исходя из своих исследований И. Л. Мархасин приходит к выводу о том, что для получения достоверных результатов следует использовать только пластовую и в крайнем случае дегазированную без контакта с воздухом нефть.
Г. В. Рудаков установил связь между смачиваемостью, полярностью нефтей и полнотой вытеснения нефти водой. Полярность нефтей косвенно связана с их способностью к мицеллообразованию и зависит от состава и их газонасы-щенности. 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 существенен. Причем, как показывают исследования, полярность нефтей изменяется в широких пределах. В этом смысле при физико-химическом моделировании процесса нефтеотдачи должны соблюдаться основные количественные молекулярные и термодинамические характеристики пластовыхвфлюндов, раствора-
65 телей и т.д. Степень гидрофобности коллектора, полярность нефтей и содержание высокомолекулярных компонентов, являясь взаимосвязанными, должны контролировать нефтеотдачу. Следует отметить очевидное влияние этих факторов на нефтеотдачу.
Исследованиями ряда авторов установлено (17, 1 8, 34, 32 и др.], что нефти многих месторождений обладают аномалиями вязкости, и это оказывает существенное влияние на процессы фильтрации и нефтеотдачу. Коэффициент конечной нефтеотдачи по месторождениям неньютоновских нефтей более чем в два раза меньше соответствующего коэффициента для нефтей, не проявляющих аномалии вязкости. На процессы вытеснения таких нефтей из пористой среды существенное влияние оказывает градиент давления вытеснения. Кроме того, показано, что с уменьшением коэффициента проницаемости породы фильтрационные характеристики аномальных нефтей ухудшаются.
Приведенный краткий обзор работ различных авторов показывает, что наилучшим способом воспроизведения в опытах физико-химических свойств нефтей является использование проб пластовой нефти, поднятых из скважин с сохранением ее природных свойств. При этом, однако, чрезвычайно осложняется проведение экспериментов в связи с необходимостью применения аппаратуры высокого давления. Поэтому подавляющая часть опытов проводится при атмосферном давлении. В экспериментах, проведенных в атмосферных условиях, предпочитают использовать дегазированную нефть с добавлением различных растворителей.
Как было показано выше, при подготовке изовискозных моделей нефти в качестве растворителей рекомендуется использовать петролейный эфир, керосин, бензин и некоторые другие индивидуальные углеводородные жидкости.
В работе М.М. Кабирова и Г.А. Шамаева приведены результаты экспериментальных исследований по изучению влияния добавления керосина, пет-ролейного эфира, изооктана на реологические и фильтрационные свойства исходной арланской нефти при малых градиентах давления. Показано, что добав
66
ление в дегазированную нефть некоторых растворителей приводит к исчезновению структурно-механических свойств нефти. Дегазированная арланскаи нефть с ярко-выраженными неньютоновскими свойствами после добавления растворителей становится ньютоновской жидкое' ыо (рис.3.1).
Таким образом, если процессы фильтрации и вытеснения проводятся при градиентах давления, меньших градиентов давления предельного разрушение структуры в нефти, то нельзя пользоваться изовискозными моделями нефти. Применение изовискозных моделей нефти допустимо лишь в тех случаях, когда заранее известно, что в условиях экспериментов структурномеханические свойства нефтей не проявляются, а именно:
1) модель нефти перед испытанием необходимо профильтровать через образец пористой среды, аналогичной испытуемой, и использовать ее только в тех случаях, когда проницаемость для нее сравнима с проницаемостью пр л фильтрации изовискозной углеводородной жидкости;
2) модель нефти следует хранить в герметичных светонепроницаемых сосудах при температуре, не ниже температуры начала кристаллизации парафина;
3) при подготовке модели нефти для исключения выпадения асфальтенов керосин следует подавать по стеклянной трубке небольшими 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 з летнее время по методике, исключающей контакт нефти с воздухом, без охлаждения ниже температуры начала кристаллизации парафина;
5) подготовку нефти, включающую стабилизацию, обезвоживание и очистку от механических примесей, следует проводить непосредственно перед опытом. Стабилизацию нефти следует проводить путем выдерживания нефти в герметичном контейнере при температуре 65-70с С и перемешивании в течение 2-3 часов;
67
Рис. 3.1. Линии консистентное™ при движении в капилляре арланской
нефти:
1 - для смесей дегазированной нефти с растворителями; 2 - для нефти без растворителей
68
6) после стабилизации нефть должна профильтроваться через пористую среду или фильтр;
7) для отделения воды и очистки от механических примесей следует использовать метод центрифугирования;
S') модель нефти необходимо хранить в герметичных светонепроницаемых сосудах при температуре, не ниже температуры начала кристаллизации парафина.
3.4. Подготовка воды к проведению лабораторных экспериментов
Для моделирования связанной воды и определения коэффициента проницаемости по воде используется пластовая вода, отобранная из скважины, пробуренной в законтурной части продуктивного пласта. При отсутствии возможности отбора пластовой воды для этой цели используют модель пластовой воды, для приготовления которой необходимо использовать хлористый натрий, хлористый кальций и хлористый магний. Содержание этих компонентов должно соответствовать минералогическому составу связанной воды.
При изучении процессов нефтевытеснетия моделирование остаточной (связанной) воды в пористых средах является обязательным. Пэи этом связанная вода по минерализации должна быть близка к пластовой. В случае использования образцов естественных кернов моделирование связанней воды следует производить методом капиллярной вытяжки для каждого образца составной модели.
При использовании в опытах насыпных и искусственно-сцементированных моделей создание остаточной воды в пористой среде достигается замещением воды нефтью или керосином. Содержание остаточной воды в модели пласта определяется по материальному балансу.
Количество остаточной воды устанавливается с учетом коллекторских свойств каждого образца по соответствующим зависимостям остаточной водо-насыщенности от пористости и проницаемости. При решении этой задачи
69 можно воспользоваться формулой, предложенной В.М. Березиным с соавторами:
lg SCB =-0,032m + 1,74, (3.1)
где Scb - насыщение пористой среды связанной водой; m - коэффициент пористости породы.
При использовании в качестве моделей пласта образцов, выпиленных из естественных кернов, связанную воду можно создавать методом капиллярной пропитки, предложенным в БашНИПИнефть.
В соответствии с методикой капиллярной вытяжки для впитывания воды используется зубной порошок, высушенный и равномерно увлажненный дистиллированной водой. Насыщенные водой образцы обвертываются одним слоем фильтровальной бумаги, намоченной в пластовой воде, и помещаются в эксикатор. Продолжительность выдержки выбирается исходя из опыта и периодическим взвешиванием образцов породы.
Пластовую воду или модель пластовой воды необходимо тщательно перемешать в сосуде хранения и перед заливкой в контейнеры профильтровать через фильтровальную бумагу.
Для первичного вытеснения нефти, продвижения оторочек композиций на основе ПАВ и буферных растворов химреагентов используют сточную воду, отобранную из трубопроводов, идущих от кустовых 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 содержания основных солей по результатам шестикомпонентного анализа.
Вязкость и плотность пластовой и сточной вод, а также их моделей опре
деляют при комнатной и пластовой температурах.
70
3.5. Лабораторные установки дли подготовки моделей к эксперименту по нефтевытеснению
Подготовка и проведение экспериментальных исследований по вытеснению нефти из моделей пористых сред требуют использования различных технических средств. В ходе выполнения наших экспериментов были использованы следующие установки:
1) установка для определения воздухопроницаемости пористой среды стандартная;
2) установка для насыщения моделей перистых сред жидкостями под давлением;
3) установка для определения проницаемости пористой среды по керос ину при заданных перепадах давления.
Насыщение моделей пористых сред керосином производится на установке, представленной на рис.3.2.
Модели пористой среды после обжима под необходимым давлением насыщаются керосином. Процесс насыщения пористой среды керосином состоит из следующих операций: вакуумирования керосина, вакуумирования керно-держателя и насыщения образца породы керосином.
Установка состоит из вакуумкомпрессора 10, манифольда 9, сосуда Тищенко 7, колбы для фильтрования под вакуумом 3, фильтра Шота 2 и емкости для керосина 1, Кернодержатель 4 крепится на специальном штативе. На выходе кернодержателя устанавливается смотровое стекло 5 для наблюдения за появлением керосина на выходе модели пористой среды. Установка также снабжена вакуумметром 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 кернодержатель закрыты. При этом вакуумированный керосин накапливается в емкости 3. Если необходимо вакуумировать кернодержатель, то нужно перекрыть с помощью тройника линию к емкости 3 и от-
Рис. 3.2. Схема установки для насыщения модели пласта керосином
72
крыть линию к смотровому стеклу.
Установка для определения керосинопроницаемости образцов пород состоит из кернодержателя 13 (рис. 3.3), закрепленного к штативу 3, напорной емкости 11, с воронкой 10, системой измерения расхода, состоящей из 11-образной трубки 2 и мерного цилиндра 1. Для измерения перепада давления га концах кернодержателя установлены капилляр с миллиметровой шкалой.
Установка позволяет определять коэффициент проницаемости образцов пооистой среды при разных перепадах давления (напора) - от нескольких см го 120 см.'столба жидкости. Несмотря на простоту, установка позволяет достаточно точно определять коэффициент проницаемости моделей пористых сред по керосину.
В процессе подготовки образцов пород к эксперименту по вытеснению необходимо их насыщать нефтью. При этом для более полного насыщения образца жидкостью следует производить эту операцию под давлением с целью предотвращения образования газовых включений. Па рис.3.4 приведена схема установки, позволяющей производить эту операцию с большой тщательностью. Кратко приведем ее описание.
Остановка предназначена для насыщения искусственных или естественных кернов жидкостями и определения их нефтепроницаемости. На установке представляется возможным определение коэффициента проницаемости пористой среды при различных градиентах давления и скоростях фильтрации. Установка состоит из следующих основных узлов ч элементов: баллона с азотом высокого давления 11, редуктора, служащего для выбора величины давления, при котором происходит процесс насыщения, колонки для воды 10, колошей для нефти 8, манометра 9, кернодержателя с образцом пористой среды 6, штатива 7 для укрепления кернодержателя, сосуда Тищенко 4, манифольда 2, вакуумметра 3, масляного пресса для обжима породы, емкости для масла, вакуум-насоса 1 и необходимой запорной арматуры.
73
J3 - 8
Рис. 3.3. Схема установки для определения коэффициента проницаемости 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
74
Рис. 3.4. Схема установки для создания остаточной воды т модели пласта и насыщения пористой среды нефтью:
1 - вакуум-насос; 2 и 6 - манифольд; 3 - ва1суумметр; 4 - сосуд Тищенко;
5 - смотровое стекло; 6 - кернодержател3; 7 - штатив; 8 - колонка для нефти; 9 - манометр; 10 - колонка для воды; 11 - баллон с азотом
75
Напорная колонка для нефти представляет из себя толстостенный стальной цилиндр с навинчивающейся крышкой. Рабочая емкость 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 литрам. 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 насыщающей керн жидкости в вакуумный насос, а также для визуального наблюдения за появлением насыщающей жидкости на выходе из керна. Сосуд выполнен из толстостенного стекла, что обеспечивает его безопасную работу при вакууме. Контроль за работой вакуумного насоса осуществляется с помощью вакуумметра.
В схему установки может быть подключен керноднржатель любой конструкции. В процессе насыщения кернодержатель может находиться в любом положении относительно горизонта: в горизонтальном, вертикальном или под заданным углом. Кернодержатель закрепляется па специальном штативе в требуемом положении на любом требуемом уровне.
В схеме установки использована стандартная запорная арматура, соответствующая диаметру обвязочных трубок, на рабочее давление до 20 МПа. Вентили выполнены с запорной иглой, проходное сечение которых равно 2,5 мм. Уплотнение сальника осуществляется уплотнительными резиновыми кольцами круглого сечения.
После окончания монтажа установка опрессовывается на ожидаемое рабочее давление. При испытании прежде всего необходимо произвести внешний осмотр установки с целью обнаружения и устранения неисправностей. Перед испытанием на герметичность следует промыть керосином и прочистить узлы установки и проверить их работу.
76
Основной задачей испытаний является проверка всех узлов установки на герметичность путем опрессовки. Давление опрессовки должно в 1,5 раза превышать рабочее давление. Это давление выдерживается в течение 30 мин. Если за это время снижение давления не происходит, то установку можно считать герметичной.
Работы по насыщению образцов пористых сред на установке выполняются в следующей последовательности. Перед началом насыщения установку следует заправить выбранной нефтью и водой Для подачи нефти в керн необходимо создать некоторый перепад давления на концах керна. В процессе насыщения модель пористой среды устанавливается в вертикальное положение, и для достижения более полного и равномерного насыщения вхсд нефти осуществляется снизу. До начала насыщения включается вакуумный насос и производится предварительное вакуумирование образца пористой среды. В начале процесса насыщения образца поддерживается небольшой перепад давления. В момент появления нефти в сосуде Тищенко вакуумный насос отключается,и образец переводится на режим непрерывной фильтрации. Как показывают эксперименты, полное насыщение модели пористой среды происходит при фильтрации 5-6 объемов пор жидкости.
По окончании насыщения нефтью образец пористой среды оставляется под давлением. По истечении нескольких часов открывается верхний вентиль и выпускается образовавшиеся газовые включения с некоторым количеством нефти. После этих операций процесс насыщенья образца пористой среды нефтью (жидкостью) считается законченным.
Для определения коэффициента проницаемости кернодержатель устанавливается в горизонтальное положение. При этом изменение перепада давления на концах образца пласта от 1 до 0,01 МПа достигается созданием давления на входе керна с использованием давления сжатого азот;., а менее 0,001 МПа - с помощью специально» напорной емкости, установленной на заданном уровне.
77
3.6. Экспериментальная установка для изучения процессов нсфтевытеснения
Лабораторные эксперименты по исследованию процессов вытеснения нефти различными нефтевытесняющими агентами проводятся на специальных установках, позволяющих:
1) в соответствии с требованиями отраслевых стандартов осуществлять процесс вытеснения нефти из моделей пористой среды при постоянном расходе вытесняющих агентов и при скоростях фильтрации,соответствующих пластовым;
2) производить измерения объема вытесненной из моделей пористой среды нефти и нефтевытесняющего агента к любому моменту времени;
3) производить измерения давления на входе в модель пласта. Давление 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 нефтевытесняющих 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 определению коэффициентов вытеснения, аналогичная установкам, широко применяемым в лабораториях институтов БашНИПИнефть, УГНТУ и НИИнефтеотдача.
Установка состоит из следующих основных систем и узлов: системы для поддержания постоянного расхода фильтрующихся жидкостей (керосин, нефть, вода и др.), кернодержателя с пористой средой, контрольно-измерительных приборов и системы термостатирования установки. Для поддержания постоянного расхода жидкостей в ходе опыта масло от установки
78
ДТП’ (датчик постоянного расхода) поступает в напорную колонку со сточной водой. Колонки 9 и 13 могут быть заполнены водой и другими вытесняющими агентами. При изучении нефтевытесняющих свойств различных агентов число колонок может быть увеличено. Напорные колонки в зависимости от необходимого количества фильтрующихся жидкостей изготовлены объемом от 0,5 по 5 л.
С помощью прессов ДПР обеспечивается подача жидкости в кернодержатель при заданном постоянном расходе из напорных колонок 9 и 13.
Составные цилиндрические образцы пород собираются в резиновом манжете кернодержателя, в котором обеспечивается падежная стыковка образцов и всестороннее давление на составной образец фильтрации жидкости. При использовании насыпных пористых сред применяются специальные кернодср-жатели.
Для замера расхода жидкостей используются мерники высокого давления 3 и 4 конструкции б.УфНИИ ПКБ нормаль Б-18-00 (рабочее давление до 15 МПа). Каждый мерник представляет толстостенную трубку из органическою стекла, вставленного в металлический кожух с продольными прорезями и линейной шкалой. Мерники калибруются. Цена деления мерников равна 1 мм, длина шкалы - 50 мм, абсолютная погрешность отсчета при замерах 1 мм С такой же точностью определяется и нулевой замер. При замерах пере,д фильтрацией 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 давления. В этом случае замер объема выходящих из образца жидкостей осуществляется периодически отбором проб жидкости из мерников.
Рис.3.5. Схема экспериментальной ус1ановки для исследования процессов нефтевытеснения
80
Обозначения к рис.3.5: 1 - газовый баллон; 2 - контейнер с инертным газом (азотом); 3 и 4 - мерники высокого давления; 5 и 10 - образцовые манометры; б - кернодержательс моделью пористой среды; 7 - фильтр; 8 - колонка; 0 и 13 - колонки для нефтевытесняющих агентов; 11 и 12 - прессы ДПР; 14 - пресс системы обжима кернодержателя; 15 - мерные цилиндры для отбора проб вытесненной жидкости
Использование контейнера 2 и баллона 1 для обеспечения противодавления рекомендуется при закачке растворов химреагентов, когда возникает необходимость отбора проб вытесненной жидкости. При вытеснении нефти только водой желательно вместо контейнера 2 и баллона 1 подсоединить последева-тельно между мерником и прессом 11 колонку из оргстекла < маслом. В э ом случае'пресс 12 будет нагнетать жидкость в кернодержатель 6, а пресс 11 - отбирать. При постоянстве заданного расхода, перепад давления на входе и выходе будет обеспечиваться автоматически за счет фильтрационного сопротивления 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. Образцовы: манометры используются на 4 и 6 МПа. Отсчет производится с точностью не менее половины малого деления. При замере перепада давления относите; ьная 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 использовался специальный бокс, помещаются кернодержатель с моделью пористой среды, контейнеры с рабочими жидкостями и мерники высокого давления.
81
Равномерность распределения температуры в термостате обеспечивается вентилятором.
Аппаратура для определения коэффициентов вытеснения изготавливается из нержавеющей стали и латуни, что исключает ее коррозионное 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 композиционных 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 материала, инертного по отношению к применяемым жидкостям (минерализованной воде, растворам ПАВ и др.), не сорбируют ПАВ.
Для создания заданного противодавления на выходном конце кернодср-жателя устанавливается специальный контейнер с инертным газом (азот), подключенный в верхней части к газовому баллону высокого давления. В этом случае замер объема выходящих из образца жидкостей осуществляется периодическим отбором жидкости из мерников.
Лабораторные опыты по вытеснению проводились применительно к продуктивным пластам девонского возраста Башкортостана и Татарстана. Температура при проведении опытов поддерживалась равной ЗО°С.
Неоднородность пласта является одним из главных факторов, оказывающих влияние на эффективность вытеснения нефти из пласта и нефтеотдачу. Очевидно, при вытеснении нефти из неоднородных пластов эффективность применения композиций химреагентов снижается из-за уменьшения коэффициента охвата пласта воздействием. На основе обзора литературных данных и исходя из общих представлений о механизме процесса довытеснения нефти из
82
терригенных коллекторов выбраны наиболее важные факторы, влияющие на степень охвата неоднородного пласта воздействием. Такими факторами являются: степень отличия коэффициентов проницаемости отдельных прослоев по-слбйно-неоднородного пласта, минимальные и максимальные 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 лабораторных опытах изучалось влияние следующих факторов:
1) степень отличия коэффициентов проницаемости и отдельных прослоев послойно-неоднородного пласта (отношение коэффициентов проницаемости);
2) размеры создаваемых оторочек растворов композиций химреагентоь;
3) наличие или отсутствие гидродинамической связи между пропластками неоднородного пласта.
Модель послойно-неоднородного пласта с гидродинамически не связанными пропластками создается путем использования двух или более параллельно включаемых в систему вытеснения кернодержателей с моделями пористых сред, отличающихся коэффициентами проницаемости.
Модели неоднородного пласта, состоящего из двух гидродинамических связанных пропластков, готовятся с использованием кернодержателей специальной конструкции. В наших опытах кернодержателем служила труба из нержавеющей стали с внутренним диаметром не менее 30 мм, длиной 1 м. На эд-ном конце кернодержателя устанавливается резиновая пробка с закрепленной вдоль образующей перфорированной стальной пластиной. Ширина пластины соответствует внутреннему диаметру кернодержателя. К пластине прикрепляется хлопчатобумажная ткань длиной, соответствующей длине кернодержателя. Таким образом, полость кернодержателя разделяется с помощью пластины и ткани на две равные половины. По обе стороны от стальной пластины в пробке устанавливаются две выходные трубки диаметром (• мм для отбора
83 жидкости. После предварительной подготовки кернодержателя каждая половина полости трубы заполняется подготовленным песком «крупной» и «мелкой» фракций. Концы кернодержателей закрываются, и кернодержатель устанавливается на вибростенд для уплотнения. Коэффициенты проницаемостей отдельных прослоев по воздуху оцениваются путем набивки отдельных кернодержателей песком соответствующей фракции при одинаковом режиме уплотнения.
Использование составных моделей из естественных образцов пород при исследовании особенностей вытеснения нефти ич неоднородных пористых сред также имеет ряд недостатков. На результаты опытов оказывает влияние наличие большого количества стыков, необходимость неоднократного использования одних и тех же кернов, подверженных воздействию химреагентов и др. В связи с этим выполнены работы по изготовлению опытных партий искусственно сцементированных моделей послойно неоднородных пористых сред. Проницаемость искусственных сцементированных образцов пород изменяется в пределах 0,030 - 0,600 мкм2. По составу материалов образцы обладают достаточной кислотостойкостыо, 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, приведенных в работе |113], и с учетом характеристик неоднородности продуктивных пластов выбирались следующие соотношения коэффициентов проницаемости отдельных пропластков послойно-неоднородного пласта:
(К|/К2)<2; 2 < (Kj/K2) < 6 и (Ki/K2) > 6,
где К) и К2 - коэффициенты проницаемости соответственно высокопроницаемого и низкопроницаемого прослоев.
Моделью пластовой нефти в опытах служила азнакаевская дегазированная нефть скв. 4392 в смеси с керосином. Вязкость модели нефти составляла
84
4,1 мПа с.
Для создания связанной воды кернодержатель, заполненный песком, ьа-сыщался моделью пластовой воды, имеющей минерализацию 266 г/л и соответствующей по составу солей составу пластовых вод из скважин Азнакаевской площади. В модели пластовой воды содержалось 105 г/л NaCI, 70 г/л MgCl; и 89 г/л CaClj. Плотность воды составляла 1120 кг/м3.
Остаточная вода в моделях пористой среды создавалась путем вытеснения воды нефтью. Изменение насыщенности модели нефтью я водой контролировалось весовым и объемным методами. Коэффициент 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 мерном цилиндре подвергалась тепловой обработке после добавления ПАВ. Через модель пласта пропускалось до 6-7 объемов пор нефти.
Дервичное вытеснение нефти из моделей пласта и продвижение оторочек из водных растворов химреагентов осуществлялось промысловой сточной водой из системы ППД Азнакаевской площади Ромашкинского месторождения, имеющей общую минерализацию, равную 127 г/л.
Довытеснение остаточной нефти после первичного вытеснения водой производилось следующими композициями химреагентов:
Композиция СНПХ - 9601 разработана в НИПИНЕФТЕПРОМХИМе и состоит из оксиэтилированных изононилфенолов со степенью оксиэгилиро-вания 10-12 и нефтяных сульфонатов. Использованная в наших опытах композиция представляет собой водную дисперсию, содержащую примерно 2 % масс, смеси ПАВ марки "Петронат HL" и марки АФч-12 и 1 Уо изобутилОЕого спирта (ИБС). Динамическая вязкость композиции составляла 2-9 мПа с, а -2 -3
межфазное натяжение на границе с нефтью - 10 -10 мН/м.
Композиция ПАС-УНИ - предложена УГНТУ и институтом Гипрово-
85
стокнефть. Она представляет собой смесь 50 см3 раствора стабилизированного 4,3-диметил-1,3 диоксан, и 0,2 %-ного раствора полиакриламида в 950 см3 водного мицеллярного раствора имеющего 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 марки "Петронат HL" и марки АФд-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, межфазное натяжение на границе с нефтью - 10-1 мН/м, система является стабильной во времени.
При выборе размеров оторочек композиций химреагентов, используемых для довытеснения остаточной нефти, исходили из механизма их действия и технико-экономических показателей их применения.
; 1а практике из экономических соображений, как правило, применяют оторочки мицеллярных растворов небольших размеров, не превышающих 10 % объема пор пласта.
В лабораторных опытах создавались оторочки из дисперсных систем на основе ПАВ и полимерных растворов до 10 % объема пор модели пласта, лишь в некоторых опытах, выполненных для сравнения, объемы оторочек увеличивали до 20...30 %.
Все опыты проводились по одинаковой схеме. Вначале нефть вытеснялась сточной водой с минерализацией 127 г/л до стабилизации коэффициента вытеснения и полно 'о обводнения вытесняемой жидкости. Затем с помощью микронасоса вводились оторочки композиции химреактивов и раствора полимера. Продвижение оторочек и довытеснение остаточной нефти производилось промысловой сточной водой, использованной для первичного вытеснения нефти, до новой стабилизации коэффициента вытеснения и полного обводнения
86
вытесняемой жидкости.
Результаты лабораторных опытов позволили оценить влияние неоднородных пластов на нефтеотдачу при вытеснении нефти водой и эффективность применения новых композиций химреагентов для довытеснения остаточной нефти из моделей послойно-неоднородных пластов.
Вытеснение нефти водой и растворами химреагентов следует производить пои постоянной заданной линейной скорости, что обеспечивается использованием специальных датчиков расхода. Объемная скорость подачи вытесняющих жидкостей соответствовала этому показателю на изучаемом объекте разработки. Линейная скорость вытеснения вычисляется согласно ОСТ 39-195-86 по формуле
864 Q
V™, =-------------------, (3.2)
F m(l-S0B-S0H)
где Vj1K„ - линейная скорость, м/сут; Q - расход закачиваемой жидкости, см /с; F - площадь поперечного сечения образца, см3; m - коэффициент пористости, доли ед.; S„B - остаточная водонасыщенность, доли ед,; So„ - остаточная нефге-насыщенность, доли ед.
3.8. Обсуждение результатов исследований
Для оценки результатов лабораторных экспериментов были использованы следующие характеристики:
1) коэффициенты вытеснения для каждого прослоя при первичном вытеснении водой и после довытеснения нефти с использованием оторочек химреагентов - Kbi, Кв2 и Кт, Кщ;
2) средние значения коэффициентов вытеснения нефти водой и после использования химреагентов для модели в целом - Ксв и Ксг-
3) прирост коэффициента вытеснения нефти для высокопроницаемого и
87
малопроницаемого прослоев в отдельности после ввода химреагентов - ЛК, и ДК2;
4) среднее значение прироста коэффициента вытеснения для модели в целом - ДК;
5) остаточная нефтенасыщенность для каждого прослоя и для модели в целом Sohi, Soiu и Son- Остаточная нефтенасыщенность отдельных гидродинамически связанных между собой прослоев модели неоднородного пласта определялась экстрагированием песка;
6) коэффициент дренирования модели неоднородного пласта воздействием определялся по следующим формулам:
Ксв Кср
Ко» =----------- и КОр =---------------
Km Kin
(3.3)
где Ков и Кор - коэффициенты дренирования соответственно водой и растворами химреагентов;
7) удельный прирост объема вытесненной из модели пласта нефти, определяемый как отношение приращения объема нефти к объему закаченных химреагентов;
8) коэффициент увеличения фильтрационного сопротивления после закачки оторочек химреагентов, как ДР2/ДРЬ где ДР2 и ЛР2 - перепады давления на модели пористой среды, соответственно, до ввода и после ввода химреагентов.
В начале приведем более подробное описание изменения характеристик вытеснения нефти водой и растворами композиций химреагентов по отдельным экспериментам.
88
Лабораторный опыт X® 33 на модели послойно-неоднородного пласт: с гидродинамически не связанными пропластками (рис.3.6). Отношение коэффициентов проницаемостей составляет К1/К2 = 2,94; коэффициент проницге-мости высокопроницаемого прослоя - 1,030 мкм , а малопроницаемого - 0,3 50 мкм". В опыте моделировалось содержание связанной воды.
Коэффициент вытеснения нефти за безводный период составил: для в д-сокопроницаемого прослоя - 0,647; для малопроиицаемого - 0,066. Среднее значение коэффициента вытеснения к моменту полного обводнения вытесше-мой из модели пласта жидкости составило 0,542, в том числе по высокопроии-цаемому прослою - 0,729, а по малопроницаемому - 0,368.
Среднее значение полного коэффициента вытеснения рассчитывалось ю формуле
Кв । V|i । + КщЗ/щ
Kcn =--------------------, (3.4)
V|ll + Уш
где KB|, KB2 и Vin, VH2 - соответственно коэффициенты вытеснения и начальное содержание нефти для высокопроницаемого и малопроиицаемого прослоев пласта.
Средний коэффициент дренирования модели пласта, вычисленный как соотношение среднего коэффициента вытеснения нефти для высокопроницге-мого прослоя КОд = Ксв/Квь составил 0,743. Коэффициент дренирования для малопроницаемого прослоя оказался равным 0,50, т.е. намного меньше среднего значения этого показателя 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 малопроницаемого прослоя постепенно уменьшался и к моменту полного обводнения прекратился полностью, несмст-ря на высокую нефтенасыщенность пропластка.
Лабораторный опыт № 20 на модели послойнонеоднородного пласта с
89
ПВ.
Рис. 3.6. Зависимость показателей вытеснения нефти водой из модели первого типа от безразмерного объема отобранной жидкости V'x (опыт 33):
1, 2 и 3 - коэффициенты вытеснения из высокопроницаемого, малопроницаемого прослоев и модели в целом; 4 - обводненность отбираемой
жидкости
90 гидродинамически связанными прослоями (рис.3.7). Отношение коэффициентов проницаемости прослоев составляет К1/К2 = 6,62: коэффициент проницае-2
мости для высокопроницаемого прослоя - 5,73 мкм ; а малог роницаемого -0,86 мкм*. В опыте моделировалось 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 обводнении вытесняемой из модели пласта жидкости составило 0,67, в том числе доля высок опроницаемою прослоя - 0,81, а для малопроницаемого - 0,51. Высокое значение коэффициента вытеснения нефти для высокопроницаемого прослоя объясняется большой проницаемостью пористой среды. Средневзвешенное значение коэффициента вытеснения нефти из модели пласта определялось как средневзвешенное ио начальным объемам нефти в прослое.
Коэффициент дренирования .модели пласта в целом определялся как отношение среднего коэффициента вытеснения нефти к коэффициенту вытесге-ния для высокопроницаемого прослоя Код = Kcb/Kbi и составил 0,83, а для мало пронимаемого прослоя - 0,63.
Таким образом, и здесь, несмотря на высокие значения коэффициентов проницаемости пропластков неоднородного пласта, наблюдается значительная разница между коэффициентами вытеснения нефти по пропласткам неоднородного пласта. Обнаруживается также прекращение притока нефти из маго-проницаемого прослоя после полного обводнения высокопроницаемого пропластка.
По приведенным выше технологиям проведено всего 45 экспериментов по вытеснению нефти промысловой сточной водой из моделей неоднородных пластов, в том числе: на моделях с гидродинамически не связанными пропластками - 28 и с гидродинамически связанными пропластками - i 7.
Для выявления основных закономерностей процесса вытеснения нефти
91
8.
Рис. 3.7. Зависимость показателей вытеснения нефти водой из модели второго типа от безразмерного объема отобранной жидкостных:
1, 2 и 3 - коэффициенты вытеснения из высокопроницаемого, малопроницаемого прослоев и модели в целом; 4 - обводненность отбираемой ТИДКОСТИ
92 водой из моделей неоднородных пластов по результатам опыте в были составлены таблицы 3.1 и 3.2 сводных данных по средним значениям характеристик вытеснения, вычисленных для каждого интервала изменения отношения коэффициентов проницаемости прослоев.
Из данных, приведенных в таблицах 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 мз-лопроницаемого прослоя уменьшается от 0.514 для интервале К1/К2 < 2 до 0,218 для К1/К2 > 6 (для модели первого типа). В то же время для высокопроницаемых прослоев с увеличением К1/К2 наблюдается рост среднего значения коэффициента вытеснения: для моделей первого типа от 0,600 до 0,655; для моделей второго типа от 0,618 до 0,865. Очевидно, более интенсивный рост коэффициента вытеснения во втором случае объясняется наличием массообмепа между прослоями неоднородного пласта с гидродинамически связанными прослоями.
То же самое происходит с соотношениями мпнимальногс и среднего коэффициента вытеснения к коэффициенту вытеснения нефти из высокопрони-цаемого пропластка. По результатам отдельных экспериментов и из данных табл.3.1 и 3.2 также видно, что разница между коэффициентами вытеснения отдельных пропластков возрастает с увеличением соотношения коэффициентов их проницаемости. Причем эта разница с увеличением К,/К. 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 воздействием пласта закачиваемой водой по мере увеличения степени его неоднородности. К моменту полного обводнения слабопроницаемые прослои будут иметь значительную текущую нефтенасыщенность. Если не изменять гидродинамическую или физико-химическую ситуацию в пласте, сформировавшаяся текущая нефтенасыщенность для малопроницаемого прослоя окажется остаточной
93
насыщенностью, так как вытесняемая жидкость из модели пласта к этому мо
менту времени оказалась полностью обводненной.
Таблица 3.1
Сводные характеристики вытеснения нефти водой из послойнонеоднородных пластов с гидродинамически связанными прослоями (модель первого типа)
Отношение коэффициентов проница-емостей Количество опытов Средние значения коэффи- циентов вытеснения, д.ед. Разница между коэффициентами вытеснения, Д.ед.
для высоко-проницаемого прослоя для низко-проницаемого прослоя
К1/К2<2 8 0,600 0,514 0,086
2<К1/К2<6 15 0,653 0,484 0,169
К1/К2 > 6 5 0,655 0,218 0,437
Таблица 3.2
Сводные характеристики вытеснения нефти водой из послойнонеоднородных пластов с гидродинамически несвязанными прослоями (модель второго типа)
Отношение коэффициентов проница-емостей Количество опытов Средние значения коэффициентов вытеснения, д.ед. Разница между коэффи-циентами вытеснения, д.ед.
для высокопроницаемого прослоя для низко-проницаемого прослоя
К1/К2 < 2 6 0,618 0,550 0,065
2 <К1/К2 <6 7 0,631 0,450 0,181
К1/К2 > 6 4 0,865 0,286 0,579
94
'Сак и следовало ожидать, при прочих равных условиях при совместной работе двух пластов из-за увеличения объема прокаченной водь коэффициент вытеснения нефти для высокопроницаемого прослоя несколько увеличивается.
Полученные результаты показывают на сложность процессов вытеснения нефти из послойно-неоднородных пластов, эксплуатирующихся одним фильтром. Одной из особенностей этого процесса является то, зто после прс-рыва воды и отмыва нефти из высокопроницаемого пропластка вытеснение нефти из малопроницаемых прослоев практически прекращается, несмотря на их достаточно высокую текущую нефтенасыщенность.
Результаты исследований показали, что увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов может быть достигнуто следующими способами
I) закачкой водных растворов композиций химреагентов;
2) отключением высокообводненных промытых водой высокопроницаемых пластов из разработки;
3) совместно раздельным воздействием на многопластовую залежь.
Одной из задач экспериментальных исследований было изучение закономерностей и эффективности довытеснения нефти после заводнения с применением химреагентов. Для решения этой задачи после стабилиадии коэффициентов вытеснения нефти и полного обводнения вытесняемой жидкости в модель пласта вводились водные растворы приведенных выше композиций. 3 дальнейшем продвижение оторочек химреагентов и довытеснекие нефти производилось промысловой сточной водой. В опытах использовались те же модели неоднородных пластов со связанными и несвязанными простоями, которые были использованы для изучения вытеснения нефти водой.
95
Рис.3.8. Характеристики первичного вытеснения нефти при различных отношениях проницаемостей двухслойного пласта с гидродинамически несвязанными прослоями (модель первого типа):
коэффициенты вытеснения нефти из высокопроницаемого (1) и низкопроницаемого прослоя (2)
На этой схеме приведено описание полученных результатов типичных двух экспериментов, отличающихся типом модели пласта.
Лабораторный опыт' № 4 с использованием модели послойнонеоднородного пласта с гидродинамически не связанными прослоями. Отношение проницаемостей высокопроницаемого и малопронииаемого прослоев 2
К1/К2 = 1,92 (2,41 и 1,26 мкм ). В опыте моделировалось содержание связанной воды.
96
Рис.3.9. Характеристики первичного вытеснения нефти при различных отношениях проницаемостей двухслойного пласта с гидродинамически связанными прослоями (модель второго типа):
1- высокопроницаемый пропласток;
2- низкопрницаемый пропласток
Вначале нефть вытеснялась промысловой сточной водой до стабилизации коэффициентов вытеснения и полного обводнения вытесняемой жидкости. К концу безводного периода коэффициент вытеснения по высокопроницаем э-му прослою составил 0,55 (рис.3.10), а по малопроницаемому - 0,310. Средний коэффициент вытеснения нефти водой при полной обводненности вытесняемой жидкости был равен 0,44, а для высокопроницаемого прослоя - 0,58, для
nB.
Рис. 3.10. Характеристики вытеснения нефти из моделей послойнонеоднородного пласта с гидродинамически не связанными прослоями (опыт № 4):
1, 2 и 3 - соответственно для малопроницаемого, высокопроницаемого прослоев и для модели в целом; 4- обводненность вытесняемой жидкости
98 малопроницаемого прослоя - 0,310- Коэффициент дренирования низкопроницаемо' о прослоя достиг 0,53.
Для довытеснения остаточной нефти были создана оторочки размером 0,20 объема пор из 0,1 % - ного водного раствора полимера РДА-1020; 0,20 объема пор композиции ПАС-УНИ и 0,3 объема пор 0,1 %-ною раствора полимера РДА—1020. Довытеснение производилось промысловой сточной водей до "новой" стабилизации коэффициентов вытеснения.
При дальнейшем вытеснении произошло снижение обводненности вытесняемой жидкости до 85 % и некоторое увеличение коэффициентов вытеснения как высокопроницаемого, так и малопроницаемого прослоев модели пласта. В высокопроницаемом прослое коэффициент вытеснения увеличился до 0,66, а в малопроницаемом - до 0,46. В результате этого средний коэффициш т для модели в целом вырос до 0,56, т.е. прирост коэффициента вытеснения составил 0,112, в том числе: по высокопроницаемому прослою - 0,08 и по малопроницаемому - 0,14. Коэффициент дренирования малопроницаемого 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 неоднородного пласта на 11,2 пункта. Однако абсолютные значения коэффициентов вытеснения нефти недостаточно высоки, особенно для малопроницаемого прослоя. Остаточная нефтенас ященность модели пласта составляет значительную величину.
Лабораторный опыт № 46 с использованием модели послойнонеоднородного пласта с гидродинамически связанными прослоями. Отношение проницаемостей прослоев составляло 1,80. Коэффициент проницаемости высокопроницаемого прослоя - 2,98 мкм2, малопроницаемого 1,66 мкм2. Моделировалась связанная вода.
Нефть первоначально вытеснялась промысловой сточной водой до стабилизации коэффициентов вытеснения до полного обводнении вытесняемой
99 жидкости. При этом средний коэффициент вытеснения нефти водой составил 0,638, в том числе: для высокопроницаемого прослоя - 0,785, для малопроницаемого - 0,540. Коэффициент дренирования малопроницаемого прослоя был равен 0,69, а для модели в целом - 0,812. Данные об изменении основных характеристик вытеснения в процессе опыта приведены на рис. 3.11.
Довытеснение остаточной нефти производилось путем создания последовательных оторочек 0,24 объема пор 0,1 %-ного раствора полимера РДА-1020, композиции СНПХ-9512 0.22 объема пор и оторочки 0,1 %-ного водного раствора полимера РДА-1020 размером 0,3 объема пор. Продвижение оторочек и довытеснение нефти производилось промысловой сточной водой до стабилизации коэффициентов 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 прослоя - 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 прослоя - 0,097;
7) коэффициент дренирования малопроницаемого прослоя - 0,71.
Как видно из приведенных данных, применение композиций химреагентов, позволяющих существенно снизить межфазное натяжение на границе
nB.
Рис. 3.11. Характеристики вытеснения нефти из моделей послойнонеоднородного пласта с гидродинамически связанными прослоями (опыт № 46):
1, 2 и 3 - соответственно для малопроницаемого, высокопроницаемого прослоев и для модели в целом; 4- обводненность вытесняемой жидкости
101
"вода - нефть", приводит к улучшению процессов нефтевытеснения из неодно
родных 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 которой 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
высокопроницаемые прослои малопроницаемые прослои высокопроницаемые прослои малопроницаемые прослои
К1/К2 < 2 0,02 0,07 0,05 0,12
2 < К1/К2 < 6 0,06 0,09 0,05 0,17
К1/К2 > 6 0,08 0,20 0,225 0,12
Как видно из представленных данных табл. 3.3., применение композиций химических реагентов позволяет существенно увеличить коэффициент вытеснения нефти из малопроницаемых прослоев неоднородного пласта. В результате воздействия композиций происходит увеличение коэффициента вытеснения преимущественно из малопроницаемых пропластков. Из-за существенного уменьшения текущей нефтенасыщенности дополнительное вытеснение нефти из высокопроницаемого пропластка незначительно.
Прирост коэффициентов вытеснения для отдельных интервалов изменения отношений К1/К2 различен. Так например, при К1/К2 < 2 он составляет 12,5 %, для интервала от 2 до 6 - 17 %, а при К1/К2 > 6 прирост коэффициента
102 вытеснения за счет применения химреагентов соизмерим с ошибками определения коэффициентов вытеснения.
Несколько отличается характер изменения коэффициентов охвата модели пласта воздействием по сравнению с соответствующими показателями для моделей с изолированными прослоями. Здесь наблюдается ухудшение охвата пласта воздействием вследствие проявления дополнительных причин, приводящих к нарушению целостности оторочек из растворов композиций химреагентов.
К сожалению, из-за недостаточности количества экспериментов не представляется возможным проследить влияние размеров оторочек химреагентов на прирост коэффициента вытеснения для неоднородных пластов. По данным выполненных лабораторных опытов удается лишь отметить тенденцию изменения характеристик вытеснения по мере увеличения размеров оторочек. Важное значение имеет при этом использование буферных оторочек из растворов полимеров.
Условия Кен = КВ2 и Кщ = К2П физически означают, что в обоих пропластках достигается максимальное значение коэффициента вытеснения. Наибольший интерес для оценки коэффициента дренирования неоднородного пласта представляет отношение Кщ / К2п, графическая интерпретация которого позволяет проследить за изменением коэффициента охвата вытеснением модели неоднородного пласта в ходе эксперимента. Как видно из рис. 3.12, геометрическим местом точек, соответствующих К!П / К2П = 1, т.е. условие одинакового охвата неоднородного пласта воздействием, является диагональная прямая. При вытеснении нефти из прослоев, имеющих разные коэффициенты проницаемости, фактическая характеристика вытеснения существенно отклоняется от диагонали и меньше единицы. Лишь на конечном этапе вытеснения из-за влияния поверхностно-активных составляющих композиций на физико-химический механизм процесса вытеснения остаточной нефти кривая начинает приближаться к диагонали. Это свидетельствует об увеличении коэффициента
103
Рис. 3.12. Связь между коэффициентами вытеснения нефти из высоко-проницаемого К] и малопроницаемого К2 прослоев модели послойнонеоднородного пласта с гидродинамически не связанными пропластками (по данным эксперимента)
104 дренирования неоднородного пласта. В экспериментах по нефтевытеснению существенное сближение точек к диагонали наблюдается после ввода оторочек химических реагентов.
Таким образом, водные растворы поверхностно-активных композиционных систем небольшой вязкостью способствуют увеличению коэффициента дренирования малопроницаемого пласта, приводящему к вытеснению дополнительной нефти и некоторому снижению обводненности вытесняемой жидкости.
105
4. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ОХВАТА НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ ВОЗДЕЙСТВИЕМ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ
Как было показано в предыдущих разделах, полноту извлечения нефти из нефтяной залежи в реальных условиях можно охарактеризовать произведением двух параметров: коэффициента вытеснения нефти вытесняющим агентом и коэффициента охвата пласта воздействием. Поэтому при решении проблемы увеличения нефтеотдачи поиски ведутся в двух направлениях: по увеличению степени промывки пласта, т.е. коэффициента вытеснения, и по обеспечению более полного охвата разрабатываемого пласта воздействием.
Следует отметить, что большая часть современных технологий увеличения нефтеотдачи пластов основана на увеличении коэффициента вытеснения. Более скромны достижения в создании технологий, обеспечивающих существенное, увеличение коэффициента охвата пласта воздействием. Уменьшение охвата пласта воздействием определяется многими факторами, в том числе: неоднородностью нефтесодержащего коллектора, различием вязкостей нефти и вытесняющих агентов, проявлением аномалий вязкости нефти, геометрической схемой и плотностью размещения скважин и др. Наиболее важными факторами, значительно снижающими охват пласта воздействием при заводнении, являются неоднородность пластов и реологические характеристики пластовых нефтей.
Современные методы регулирования охвата неоднородных пластов при их разработке можно подразделить на две группы: гидродинамические и физико-химические. Оба эти направления достаточно широко применяются для повышения нефтеотдачи пластов и непрерывно совершенствуются. Ниже рассмотрим эти направления в отдельности.
106
4.1. Гидродинамические методы регулирования охвата неоднородных пластов воздействием при заводнении
В реальных условиях в большинстве случаев залежи нефти приурочены к нескольким продуктивным пластам, отличающимся эффективной толщиной, коэффициентами проницаемости, пористостью, а также термобарическими условиями, или же монолитные пласты имеют послойную неоднородность. При выборе систем разработки в один объект объединяются несколько нефтенасыщенных пластов. В результате в процессе заводнения послойно-неоднородные пласты, имеющие различные физические характеристики, охватываются процессом воздействия неодинаково. Пласты или отдельные пропластки монолитного пласта, имеющие низкую проницаемость, отстают в вытеснении нефти. По мере продвижения фронта вытеснения нефти фильтрационное сопротивление высокопроницаемого пласта уменьшается и после прорыва воды в добывающие скважины вытесняющая вода, в основном, фильтруется по высокопро-иицаемому пласту, не вытесняя нефть по низкопроницаемым пропласткам. Эффективность процесса разработки нефтяной залежи снижается, техникоэкономические показатели добычи нефти ухудшаются. К моменту' прорыва воды по высокопроницаемым прослоям в низко-проницаемых пластах остается еще значительное количество остаточной нефти, которая не может быть извлечена без применения специальных способов воздействия.
Основные методы воздействия на продуктивные пласты, направленные на увеличение текущей и конечной нефтеотдачи, опираются на искусственное заводнение и осуществляются путем применения различных систем воздействия: законтурного, внутриконтурного, площадного, очагового, избирательного и других систем заводнения.
Поддержание пластового давления совместно-раздельной закачкой воды при дифференцированном давлении закачки используется для интенсификации разработки многопластового объекта в начальных стадиях и как вторичный метод воздействия после извлечения значительных запасов нефти.
107
В условиях послойной и зональной неоднородности пластов одним из путей интенсификации добычи нефти является очагово-избирательное заводнение, позволяющее наиболее рационально использовать энергию закачиваемой воды и более полно учитывать параметры неоднородности строения объекта разработки. Основная особенность указанной системы состоит в том, что в качестве нагнетательных скважин выбираются скважины с лучшими продуктивными характеристиками и хорошей гидродинамической связью с окружающими скважинами. Они должны располагаться рассосредоточешю по площади и должны быть окружены добывающими скважинами для уменьшения эффекта интерференции. Широкие промышленные испытания и внедрение избирательного заводнения показали его достаточную эффективность в различных геолого-физических условиях. Наряду с интенсификацией добычи нефти оно способствовало увеличению нефтеотдачи пластов.
Более совершенной системой воздействия на неоднородные пласты является очаговое заводнение, основанное на интенсификации закачки воды в зонах слабого воздействия на залежь и предложенное нефтяниками республики Татарстан. Вода закачивается, как правило, в скважины, переведенные в нагнетательные из добывающих. Организация очагового заводнения как способа регулирования процесса разработки позволяет изменять направления фильтрационных потоков и градиентов пластового давления между линиями нагнетания и отбора жидкостей, тем самым довытеснять нефть из слабопроницаемых зон пласта. Результаты промышленного применения очагового заводнения с одновременным повышением давления нагнетания на Ромашкинском, Ново-Елховском месторождениях республики Татарстан показали, что в условиях послойной и зональной неоднородности, а также прерывистости продуктивных пластов этот метод позволяет значительно повышать коэффициент нефтеотдачи за счет увеличения коэффициента охвата пластов воздействием, является эффективным средством вовлечения в активную разработку относительно малопродуктивных коллекторов [12].
108
Большая практика разработки нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири, п.о. Мангышлак и других районов показала, что неравномерность процесса заводнения и неполная выработка запасов объясняется сложностью геологического строения продуктивного пласта, трудностью регулирования разработки неоднородных коллекторов, а также отсутствием радикальных способов ограничения отбора воды из скважин, эксплуатирующих частично обводненные пласты. Как показали исследования с применением глубинных потокомеров, на второй стадии разработки Ромашкинского месторождения средняя доля работающих пластов и пропластков по 226 скважинам составляет 50% от суммарной перфорированной толщины пластов. При этом охват песчаников пластов изменяется в пределах 48-83%, а для алевролитов -от 28 до 60% [12].
На основе обобщения результатов теоретических и экспериментальных 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 заводнения. В этой работе отмечается, что при стационарном режиме образуется система постоянных трубок тока, определяющих охват пласта воздействием. Для вовлечения новых систем трубок тока необходимо изменить гидродинамический режим фильтрации. Решить эту задачу можно путем регулирования работы всей системы заводнения или отдельных ее элементов.
Сюда можно отнести:
1) нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением;
2) циклическое воздействие на послойно-неоднородные пласты;
3) изменение режима работы как водонагнетательных, так и добывающих скважин;
4) разъединение пластов, включенных в один объект разработки;
109
5) оптимизация плотности сетки скважин и др.
Анализ результатов применения перечисленных способов регулирования разработки в различных геолого-физических условиях показал следующее. Поддержание повышенных давлений на линии нагнетания, близких к горным, на Бавлинском, Ново-Елховском, Арланском и на некоторых площадях Ромаш-кинского месторождения показало, что увеличение депрессии на пласт приводит к увеличению работающей толщины и коэффициента гидропроводности пласта за счет ослабления структурно-механических свойств пластовой нефти в малопроницаемых пропластках. Относительное увеличение работающей толщины при повышении давления от 11 до 15 МПа по перечисленным месторождениям составило около 22% [10,12,64 и др.].
Перевод на повышенное давление закачки воды на Ромашкинском месторождении позволило дополнительно добыть 160-10й т нефти. При этом выявлены следующие особенности применения этого метода [12]:
1) при повышении давления нагнетания до (0,8-0,9) Рг (где Рг - горное давление) происходит вовлечение в работу менее продуктивных пластов, однако, пласты с проницаемостью менее 0,3 мкм2 не включаются в работу. Здесь, очевидно, имеет решающее значение не коэффициент проницаемости пласта, а отношение проницаемостей 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 происходит резкое уменьшение коэффициента охвата пласта воздействием;
3) в случае заводнения пластов значительной толщины увеличение давления нагнетания приводит к уменьшению коэффициента охвата, так как с повышением давления увеличение приемистости скважины происходит за счет интенсификации работы в высокопроницаемых интервалах пласта;
но
4) ограничивающим фактором повышения давления нагнетания, приводящим к ухудшению процесса вытеснения нефти водой, является 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, приуроченых к послойно неоднородным пластам, при прочих равных условиях охват пластов воздействием еще более осложняется. Дело в том, что основные фильтрационные характеристики нефтей, такие как градиент династического давления сдвига и градиент давления предельного 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 из малопро-ницаемой пористой среды необходимо создавать достаточно большие градиенты давления, достигаемые лишь в призабойной зоне пласта. По данным публикации [10, 57, 64] на Ново-Хазинском и Арланском месторождениях, нефти которых являются аномально вязкими, при текущей нефтеотдаче 25-30% содержание воды в добываемой продукции уже составило 68-72%, что свидетельствует о низком значении коэффициента охвата пластов воздействием. Такая особенность заводнения характерна для большинства месторождений 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 разработки нефтяных месторождений нагнетание воды в неф-
Ill
тяные залежи под повышенным давлением становится неэффективным из-за образования хорошо промытых зон, через которые фильтруется основная масса закачиваемой воды, не оказывая влияния на выработку малопроницаемых продуктивных пластов.
Таким образом, выравнивание степени выработки послойно-неоднородных пластов путем повышения давления нагнетания воды не позволяет в достаточной мере решить задачу полного охвата пластов воздействием.
Неполный охват обводненных пластов воздействием не устраняется и при таких методах регулирования, как изменение направлений фильтрационных потоков или циклическое заводнение, хотя применение их приводит к некоторому улучшению процесса выработки неоднородных пластов на II и III -стадиях разработки.
Более детальный анализ эффективности применения этого метода на месторождениях республики Татарстан [12, 73] на разных стадиях 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 продолжительность заводнения составляет более 10 лет, что показывает на снижение эффективности циклического воздействия на нефтяные залежи на поздней стадии разработки.
Важным резервом повышения эффективности разработки нефтяных залежей, приуроченных к неоднородным сложнопостроенным коллекторам, является оптимизация плотности сетки скважин и порядок их разбуривания. В нашей стране в основном принято двухстадийное разбуривание нефтяных залежей; первоначально разбуривается по редкой сетке скважин с последующим избирательным уплотнением с целью увеличения охвата неоднородных пластов заводнением, стабилизации добычи нефти и повышения нефтеотдачи. Эффект от уплотнения сетки скважин зависит от степени расчлененности объекта разработки, коллекторских свойств совместно эксплуатируемых пластов и
112
стадии разработки. В работе [1, 12, 82] на примере Ромашкинского месторождения наглядно показано, что за 1962-1972 гг. среднегодовая добыча нефти на одну дополнительно пробуренную уплотняющую скважину росла, а в последующие годы разработки (1973-1979 гг.) наблюдалось ее снижение. Бурение дополнительных скважин на поздней стадии сопровождается отрицательными последствиями не только из-за интерференции и уменьшения запасов и добычи нефти на одну пробуренную скважину, но и в связи с быстрым продвижением контуров нефтеносности и сокращением периода эксплуатации скважин по сравнению со сроками их физического износа. Как и при всех методах заводнения, не исключается опережающее обводнение пласта по высокопроницаемым пропласткам и оставление нефти в малопроницаемых.
Определенного увеличения охвата малопроницаемых пластов заводнением при совместной разработке нескольких продуктивных пластов можно добиться путем формирования объектов самостоятельной эксплуатации,путем избирательного включения в них пластов со сходными коллекторскими свойствами. Осуществление этого принципа при выборе объектов разработки на Ромашкинском месторождении [12] позволило значительно увеличить охват малопроницаемых алевролитов заводнением. Однако сходство характеристик пластов, объединяемых в один эксплуатационный объект, не является достаточным условием равномерной выработки запасов нефти из каждого пласта.
Таким образом, полный охват неоднородных пластов заводнением практически невозможен только лишь путем изменения системы заводнения, включая и нестационарное заводнение. С усилением геолого-физической неоднородности разрабатываемых пластов и повышением вязкости нефти эффективность заводнения снижается. Нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках и зонах. В табл. 4.1 приведены условия применения гидродинамических методов регулирования охвата неоднородных пластов воздействием при заводнении. Как видно из приведенной таб-
Таблица 4.1
Условия применения гидродинамических методов регулирования разработки при заводнении
Наименование метода Принцип действия метода на увеличение охвата заводнением Условия оптимального применения по обводненности, % Недостатки метода
Повышение давления нагнетания Увеличение градиента пластового давления до 75-80 Ограниченная возможность установленных мощностей ППД, разрыв пластов
Изменение направлений фильтрационных 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 повсеместного использования, ограниченность размеров зон воздействия
Выделение пластов в отдельный объект по коллекторским свойствам Уменьшение влияния неоднородности на охват воздействия заводнением Не ограничено Ограниченность применения
Уплотнение сетки скважин Увеличение градиента давления, подключение в ра-uOiy Нс Связанных luiaCivD Це более 80-90 Значительные капитальные вложения па бурение и обустройство скважин. Отсутствие способов выбора новых скважиноточек
114
лицы и результатов краткого обзора, гидродинамические методы регулирования охвата пластов воздействием применимы лишь при определенных геологофизических и технологических условиях, т.е. не обладают универсальностью и не обеспечивают полный охват неоднородного пласта воздействием в условиях высокой обводненности добываемой жидкости.
Как показано выше, полного охвата пластов воздействием не достигается даже при использовании современных методов регулирования заводнением: циклическое воздействие, изменение направления фильтрационных потоков, повышение давления нагнетания и форсирование отборов жидкости, а также применение методов увеличения коэффициента вытеснения нефти. По этой причине на поздней стадии разработки многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважину является одной из наиболее важных проблем дальнейшего совершенствования процессов разработки нефтяных месторождений.
Следовательно, одним из главных условий дальнейшего повышения нефтеотдачи при стационарном режиме заводнения является ограничение движения воды по пластам (прослоям) с относительно низким фильтрационным сопротивлением.
4.2. Физико-химические методы регулирования охвата неоднородных пластов воздействием при заводнении
Большая нефтепромысловая практика применения методов ограничения притока вод в скважины показала возможность успешного выравнивания процесса вытеснения нефти из неоднородных пластов за счет повышения фильтрационного сопротивления промытых пропластков с применением различных водоизолирующих составов. Однако недостаточная изученность механизма действия методов ограничения притока вод в добывающие скважины и движения в пластах привела к недооценке роли их в системах разработки нефтяных месторождений. В определенной степени этим объясняется отсутствие высоко-
115 эффективных методов воздействия на обводненные пласты с целью ограничения добычи воды и повышения нефтеотдачи.
Таким образом, регулирование процесса разработки нефтяных залежей в условиях прогрессирующего обводнения необходимо вести в двух направлениях:
1) уменьшение объема попутно-добываемой воды за счет вовлечения в разработку слабопроницаемых пластов, содержащих значительные запасы остаточной нефти, а также широкого применения способов по ограничению притока воды к забоям добывающих скважин и движения их по промытым пластам;
2) обеспечение полноты вытеснения нефти из обводнившихся пластов путем отбора большого объема жидкости или улучшения нефтевытесняющей способности закачиваемых в пласт вод.
В настоящее время достаточно хорошо известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как: закачка загущенной полимерами воды, пены, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, силикатно-щелочные ' растворы (СЩР), полимер-дисперсные системы (ПДС), а также разнообразные гелеобразующие 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) или активных компонентов нефти в процессе заводнения. Весьма простым и доступным методом выравнивания проницаемостей послойнонеоднородных 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 также позволяют регулировать степень охвата пласта воздействием. В то же время ряд
116
методов одновременно улучшает и степень промывки пласта и увеличивают
коэффициент вытеснения нефти из пористой среды.
Некоторые из перечисленных методов увеличения коэффициента охвата, например, периодическая закачка воздуха, нефти, а также закачка загустителей для воды известны давно. Методы закачки пены, СЩР, ПДС, гелеобразо-вателей появились недавно и проходят промысловые испытания. Многие физико-химические и гидродинамические явления, происходящие при закачке в пласт перечисленных рабочих агентов в частично обводненные нефтяные за лежи, изучены недостаточно полно. В связи с этим основные параметры технологии их применения в конкретных геолого-физических и технологических условиях часто выбираются лишь на основе качественных представлений о характере взаимодействия закачиваемых композиций 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 увеличена 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 вязкости нефти и вытесняющей жидкости. Одновременно происходит некоторое уменьшение средней приемистости нагнетательных скважин из-за повышения вязкости закачиваемой воды. Кроме того, на приемистость скважины оказывает влияние снижение фазовой проницаемости для воды из-за взаимодействия и адсорбции молекул полимера на поверхности породы.
Результаты анализа эффективности обычного полимерного заводнения показывают, что область применения его, как и других методов повышения нефтеотдачи пластов, ограничивается обводненностью добываемой жидкости,
117 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 объясняется 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 эффективности его применения для повышения нефтеотдачи пластов. При коэффициенте проницаемости пласта менее 0,1 мкм2 процесс полимерного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул раствора больше размеров пор и происходит либо его кольматация в призабойной зоне, либо механическое разрушение молекул полимера.
В условиях повышенной солености пластовых вод и содержания солей кальция и магния водные растворы наиболее доступных полимеров становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект загущения воды, а более устойчивые полимеры биологического происхождения пока не нашли применения.
Полимеры являются дефицитными и дорогостоящими продуктами. Поэтому с точки зрения уменьшения затрат на увеличение нефтеотдачи существенный интерес представляют методы, основанные на использовании более дешевых и недефицитных химических продуктов. Прежде всего сюда относится закачка пены. Кажущаяся вязкость пены превышает вязкость воды в 5-10 раз. Теоретические и лабораторные исследования разных авторов показали перспективность использования пен в качестве рабочего агента при вытеснении нефти из пористой среды. Эта перспектива определяется следующими двумя факторами.
Во-первых, для получения пены расходуется всего от 0,2 до 1% пенообразующих ПАВ, сравнительно доступных и менее дорогостоящих. Во-вторых,
118 важным свойством пены является то, что ее кажущаяся вязкость зависит от коэффициента проницаемости пористой среды. Чем выше проницаемость пласта, тем выше кажущаяся вязкость фильтрующейся пены. Благодаря этому свойству пены при закачке ее в пласт будет происходить увеличение охвата залежи воздействием.
Уменьшение коэффициента проницаемости пористой среды по воде после закачки пены установлено на моделях пласта в опытах И.А. Швецова, А.Н. Горбатовой и Ю.В. Солякова. Используя распределение проницаемости пласта как случайной величины М.М. Саттаровым рассчитаны коэффициенты охвата пласта воздействием для различных значений обводненности добываемой жидкости. Показано, что для средних условий вытеснения можно получить увеличение коэффициента охвата на 30%, а коэффициента нефтеотдачи пласта до 20%. Примерно такие же результаты в приросте нефтеотдачи получены в исследованиях, выполненных в Гипровостокнефти 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 условиях однородного пласта закачка пены, как показывают опыты, не приводит к увеличению коэффициента нефтеотдачи.
В качестве пенообразователя в рассматриваемых опытах использовались ионогенные ПАВ, сульфонат натрия и алкилсульфонат натрия. Пена, полученная на основе этих ПАВ, в присутствии нефти нестабильная, ее структурно-механические свойства сохраняются лишь частично. Пена может быть получена на поверхности, либо формирована в пластовых условиях путем создания оторочки из раствора ПАВ и последующего его вытеснения газом.
Сущность методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием путем периодической закачки инертного газа или активной нефти в процессе заводнения сводится к уменьшению фазовой проницаемости для воды в от-
119 дельных пропластках, хорошо промытых водой. Количество инертного газа или активной нефти, проникшее в отдельные пропластки неоднородного пласта, пропорционально их проницаемости. Чем выше проницаемость пропластка, тем большее количество реагента в него проникает и тем сильнее снижается проницаемость при дальнейшей закачке воды. Коэффициент проницаемости малопроницаемых пропластков снижается на меньшую величину. В результате такой селективной подачи реагента в разнопроницаемые слои происходит некоторое выравнивание приемистости.
Расчеты показывают, что существует вполне определенное количество подаваемого в пласт реагента, при котором происходит максимальное 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; т.е. уменьшается на 30%. При наличии в порах пласта активной нефти относительная проницаемость для воды уменьшается до 0,45 , а неснижаемая насыщенность активной нефтью при этом равна 20% от объема порового пространства. Для этих условий теоретические расчеты показали, что оптимальное количество закачиваемого в пласт реагента для всех значений отношения вязкости 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 соотношение вязкости нефти и воды. При соотношении подвижностей, равном 10, прирост коэффициента охвата составляет 6% за счет закачки воздуха и 15% - при закачке активной нефти [1, 82].
Вследствие существенной послойной неоднородности продуктивных 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 сква-
120 жинах применение для регулирования охвата пласта воздействием нефти, нефтемазутных смесей, эмульсий, аэфированных жидкостей не дает положительного эффекта. 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 высокопроницаемых пропластков оказалась эффективной закачка суспензии гашеной извести [37]. Немаловажным фактором при выборе в качестве закупоривающего агонта могут являться ее доступность, низкая стоимость и простота практического применения.
Гашеная известь представляет 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 нугя. Происходит снижение проницаемости на 80-85%. Фильтрация воды через закупоренный образец в обратном направлении обеспечивает практически полное восстановление проницаемости образца. Эти исследования показали возможность применения водной суспензии гашеной извести для выравнивания приемистости нагнетательных скважин. Эффективность применения суспензий для решения этой задачи подтверждена многочисленными промысловыми работами БашНИПИнефти. Технология приготовления и закачки водных растворов гашеной извести достаточно проста.
Промысловые работы показали, что закачка водных суспензий приводит к увеличению охвата пласта воздействием по толщине и снижению приемистости высокопроницаемых прослоев. Таким образом, на основе результатов лабораторных и промысловых исследований подтверждена возможность и показана эффективность выравнивания профиля приемистости неоднородных пла
121
стов и улучшения охвата пласта воздействием. Безусловно, само это мероприятие, по-видимому, оказывает положительное влияние на полноту выработки запасов нефти. Однако закачка малых объемов водных суспензий гашеной извести в призабойную зону пласта хотя и выравнивает профиль приемистости, но существенного влияния на ограничение движения воды в удаленных зонах пласта не может оказать. В то же время результаты этих работ показывают перспективность применения гашеной извести в качестве материала, способного уменьшить проницаемость высокопроницаемого промытого пропласта.
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 объемов водных суспензий, способы восстановления приемистости скважин, возможность регулирования степени снижения коэффициента проницаемости породы и т.д.
Из осадкообразующих составов широко распространенными в настоящее время считаются силикатно-щелочные составы (СЩС), щелочно-полимерные растворы (ЩПР), закачка аммиачной воды метилцеллюлозы, основанные на взаимодействии с пластовой водой с образованием нерастворимого осадка.
Для внутрипластового осадкообразования необходимо взаимодействие силикатов щелочного металла с солью двухвалентного металла и едкого натра или кальцинированной соды с поливалентными металлами.
Технология основана на применении щелочно-силикатного заводнения в попеременной закачке оторочек раствора силиката щелочного металла и раствора соли двухвалентного металла, разделенных оторочкой пресной воды. В качестве силиката щелочного металла может использоваться ортосиликат, метасиликат и пентогидрат натрия и калия, которые при взаимодействии с хлоридом кальция образуют гелеобразный осадок. Растворы этих силикатов при концентрации их в растворе около 1% имеют значение pH,близкое к 13.
122
Вторая технология предусматривает последовательную закачку оторочек растворов щелочи и трехвалентного железа. В результате взаимодействия щелочи с солями многовалентных катионов при контакте оторочек образуется объемистый малорастворимый осадок гидроокисей многовалентных катионов. Однако управление процессами осадкообразования в пластовых условиях путем закачки щелочей является достаточно сложной задачей.
Для условий Западной Сибири на месторождениях Шаимского района щелочное заводнение было одним из первых методов физико-химическою воздействия на пласт. Способ воздействия на указанных объектах применялся с 1976 г. Заслуживают внимания все результаты, полученные в ходе обширного промыслового эксперимента. Здесь испытаны две модификации технологии нагнетания в пласт слабоконцентрированных растворов щелочи, которые показали незначительную эффективность метода [53].
Первый промысловый эксперимент по нагнетанию концентрированного раствора щелочи проведен в 1985 г. на Трехозерном месторождении, где в две нагнетательные скважины была закачена оторочка 10%-ного раствора щелочи размером 0,14% от объема пор участка. По отдельным добываемым скважинам через 4-5 месяцев отмечалось снижение обводненности добываемой продукции. Так, обводненность на начало эксперимента составляла 55-90%, в дальнейшем снизилась до 40-50%. И только к концу 1990 г. обводненность увеличилась до 70-80% [53]. Такое резкое снижение обводненности добываемой продукции можно объяснить изменением охвата пласта воздействием по толщине за счет закупорки водопромытых зон пласта и подключением в работу ранее неохваченных заводнением пропластков.
Аналогичные результаты получены на Толуомском месторождении. Хотя хар зктеристики пласта заметно хуже: большая расчлененность, меньшая проницаемость и продуктивность. Объем закачанной оторочки составил 0,3% от объема пор пласта, участок на начало эксперимента был обводнен на 40-50%, после закачки раствора щелочи обводненность снизилась до 20-30%. До-
123 полнительная добыча нефти составила 35,8 тыс.т или 42,4 т на тонну израсходованного реагента. Полученные положительные результаты промыслового эксперимента свидетельствуют, что технология эффективна для средне-и низкопроницаемых пластов небольшой толщины, до 10 м [53].
Промысловые испытания метода воздействия для объектов, представленных 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, проводимый по закачке щелочных растворов на месторождениях Шаимского района, показал высокую технологическую эффективность для относительно тонких пластов с невысокой степенью расчлененности и низкую при высокой послойной неоднородности и толщине пластов. Для последних объектов могут быть рекомендованы более эффективные водоизолирующие составы, например, гелевые системы.
Широко применялся 1%-ный щелочной раствор на четырех месторождениях Пермской области (Шагиртско-Гожанском, Падунском, Опаликинском и Березовском) начиная с 1978 г. Промышленное внедрение осуществлено с 1983 г. на 4 опытных участках с 13 нагнетательными и 72 добывающими скважинами. Дополнительная добыча нефти по всем участкам на 01.01.91 г. составила 662,4 тыс.т. Прирост нефтеотдачи составил 5,6%. По первому участку прирост коэффициента нефтеизвлечения составил 25,4%, на котором создана наибольшая оторочка размером одного объема пор пласта [53].
Опыты по изменению смачиваемости показывают, что 1%-ный раствор щелочи повышает гидрофильность терригенных пород и не меняет смачиваемость < известняках. Показано, что расход щелочи и количество осадка увеличивается при повышении минерализации 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. Нефтевытесняющие свойства
124 растворов щелочи были оценены с использованием центрифуги. Последовательная закачка растворов увеличивает коэффициент вытеснения на 2,5-4%.
Технология регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта силикатно-щелочными растворами (СЩР) внедрялась в нескольких модификациях. Основная модификация включает закачку разделительных оторочек пресной воды и раствора (смеси гидрооксида натрия, жидкого стекла, полиакриламида).
Закачку оторочек повторяют периодически через 1-3 года в основном в течение 10-15 лет. Оторочки нефтевытесняющих агентов закачивают в следующей последовательности: сточная минерализованная вода, нагнетаемая для вытеснения нефти; разделительная оторочка пресной воды, оторочка раствора гидрооксида натрия. Однако рассматриваемая технология направлена лишь на регулирование проницаемости пласта и не может эффективно блокировать избирательно обводненные зоны пласта, что возможно лишь в случае закачки больших объемов оторочки.
Подавляющее большинство способов увеличения нефтеотдачи применимо лишь для первичного вытеснения нефти на начальных стадиях разработки залежей. Поздние стадии практически не обеспечены эффективными способами увеличения полноты выработки запасов нефти.
Проблема охвата пласта воздействием остается нерешенной даже при использовании таких маловязких высокоэффективных нефтевытесняюших агентов, как растворители нефти в различных его модификациях: газ, газообразные оторочки, углекислоты и др. Из-за неоднородности коллекторов и неблагоприятного соотношения вязкостей жидкостей в пласте растворители продвигаются по наиболее проницаемым пропласткам и преждевременно прорываются в добывающие скважины.
Анализ результатов исследований эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи с применением ПАВ, полимеров, тринатрийфосфата, концентрированной серной кислоты в сравнительно одинаковых условиях раз-
125 личных месторождений показывает, что наиболее высокие результаты достигаются при использовании химреагентов, которые наряду с улучшением нефте-вытеснения за счет отмыва нефти обеспечивают увеличение охвата пласта воздействием.
По нашему мнению, одним из достаточно удачных решений задачи ограничения движения пластовых вод в промытых пропластках неоднородного пласта является метод закачки в обводненные пропластки полидиснерсных систем (ПДС), предложенный докт. техн, наук А.Ш. Газизовым [81]. Основными компонентами этой системы являются ионогенные полимеры с флокулирующими свойствами и дисперсные частицы глины. Путем выбора концентрации полимера и глины в глинистой суспензии создаются условия для полного связывания полимера (флокуляции), в результате чего образуются глино-полимерные комплексы с новыми физическими свойствами, устойчивыми к размыву потоком, коллоидные частицы глин под влиянием броуновского движения стремятся равномерно распределяться по объему жидкости. Для осаждения этих частиц необходимо их укрупнение под влиянием кинетической энергии или же уменьшения ^-потенциала у коллоидных частиц. Величина его не постоянна, она изменяется в зависимости от pH среды, температуры, химического состава и степени дисперсности глинистых частиц. Одним из путей снижения Е,-потенциала является добавление в воду полимера. Закономерности флокуляции в жидких дисперсных системах, изложенные в трудах С.С. Воюц-кого, Ю.И. Вайнера, Д.Н. Минца, К.С. Ахмедова, А.Ш. Газизова и др. доказывают, что оптимальная доза полимера, обеспечивающая образование 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 основе использования ПДС большой комплекс теоретических, лабораторных и промысловых исследований выполнен под руководством А.Ш.Газизова [81]. Испыта-
126 ния технологий увеличения нефтеотдачи на основе использования ПДС на реальных нефтяных месторождениях, представленных неоднородными коллекторами, показали высокую эффективность.
Механизм взаимодействия полимера с породами и дисперсными частицами в пластовых условиях при закачке ГЩС заключается в следующем. Движущийся впереди суспензии полимерный раствор модифицирует поверхность породы вследствие адсорбции и механического удержания макромолекул полимера, снижая тем самым концентрацию раствора. Частицы глины и породы пласта, поступающие в виде суспензии, вступают во взаимодействие с макромолекулами полимера, адсорбированными на породе и находящимися во взвешенном состоянии. При этом с одной стороны ограничивается проникновение частиц глины в мелкие поры, а с другой - происходит прочное удержание дисперсных частиц во взвешенном состоянии, способствующем флокуляции. Наличие свободных сегментов макромолекул после первичной адсорбции обеспечивает прочную связь дисперсных частиц образующихся полимердисперсных агрегатов с поверхностью пород, создавая тем самым объемную, устойчивую в динамическом потоке массу.
Оптимальная концентрация полимерного раствора для терригенных пород, обеспечивающая создание ПДС, по результатам исследований 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 эффективно вытесняя остаточную нефть. Эксперименты показывают, что подвижность воды после обработки полимердисперсной системой снижается в 2-4 раза по сравнению с закачкой только раствора полимера или глинистой суспензии, остаточный фактор сопротивления увеличивается с повышением коэффициента проницаемости породы. Это является одним из важных факторов, способствующих получению высокого эффекта.
ni
4.3. Методы повышения нефтеотдачи пластов на основе использования гелеобразующих композиций химреагентов
Мировой и отечественный опыт показывает, что для выравнивания профиля приемистости водонагнетательных скважин и ограничения движения вод в высокопроницаемых и хорошо промытых пластах высокоэффективны гелеобразующие водоизолирующие составы на основе низкоконцентрированных водных растворов различных химических продуктов. Они способны избирательно фильтроваться в обводненные интервалы высокопроницаемых пластов, промытые водой участки, создавая искусственные экраны, противостоящие движению закачиваемых вод. Гелевые композиции могут быть закачены и в добывающие скважины для образования барьеров на пути фильтрации воды и ограничения добычи попутной воды.
Радиусы создаваемых экранов и барьеров зависят от удельных объемов закачиваемых водных растворов гелеобразующих реагентов 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 нефтеотдачи пластов, основанных на использовании гелеобразующих 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 гелеобразования при взаимодействии химических реагентов, представляющих интерес с точки зрения возможности использования их в технологиях увеличения нефте
отдачи пластов.
128
Механизм гелеобразования заключается в следующем. В призабойную зону пласта закачивают водные растворы композиций гелеобразующих химических продуктов и реагентов, которые в течение некоторого времени формируют в поровом пространстве призабойной зоны пласта (ПЗП) водоизолирующую массу, селективно образующуюся в объеме, занятом водой. Процесс образования тампонирующей массы в ПЗП может протекать при наличии двух компонентов: основного компонента (водоизолирующий химический продукт) и вспомогательного реагента.
.Говоря о механизме гелеобразования следует уточнить само понятие гелей. Гели происходят от латинского слова gelo (застываю). Это, как правило, системы с жидкой или газообразной дисперсной средой и образуемой частицами дисперсной фазы пространственной структурой (сеткой). Такая сетка придает гелям механические свойства твердых тел. Типичные гели обладают пластичностью, некоторой эластичностью и также тиксотропными свойствами, т.е. способностью обратимо во времени восстанавливать свою пространственную структуру после ее механического разрушения.
Гели образуются из золей при их коагуляции в случаях развития пространственной сетки в результате молекулярного сцепления частиц дисперсной фазы.
В предельном случае гели образуются в результате коагуляции золей без расслоения, с отверждением первоначально жидкой системы в целом (гелеобразование, как развитие коагуляционной структуры). Гели возникают в результате весьма рыхлой коагуляции по относительно малому числу коагуляционных центров на поверхности 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 лиофобных золей образуются осадки агрегатов частиц. В случае более лиофильных дисперсных фаз при этом
129
возникают студенистые осадки (коагели). Если золь или коллоидная суспензия являются достаточно лиофильными, то образуется типичный гель, называемый лиогелем, при этом не происходит разделение фаз с появлением осадка, и вся дисперсионная жидкая среда удерживается механически в ячейках коагуляционной структуры. Частицы дисперсной фазы в гелях,как и в золях,могут быть кристалликами ультрамикроскопических или микроскопических размеров. В последнем случае гели, образуемые, например, в суспензиях,называются псевдогелями. Переход золь-гель не является фазовым превращением, при этом не происходит разделение фаз с появлением осадка, он не сопровождается заметным тепловым эффектом, т.к. сцепление частиц при образовании гелей происходит по весьма малым участкам поверхности и даже на этих участках уменьшение поверхностей энергии мало. Частицы слабо связываются через остаточные тонкие прослойки жидкой среды, что и является причиной таксотропии, пластичности и сравнительно малой прочности структуры геля. Количество дисперсионной среды, прочно связанной поверхностью частиц дисперсной фазы, практически не изменяется при переходе золь-гель и вся жидкость, т.е. 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, ее малой прочности, могут вызывать постепенное уплотнение геля, что приводит к выделению жидкости из геля, уменьшающегося в объеме. Этот процесс и выражается в так называемом «старении» геля - длительном изменении их свойств со временем.
Одним из эффективных методов воздействия для глубокой обработки 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
130 агентами с образованием водорастворимых осадков CaSiOj, MgSiOj, Mg(OH)2, Са(ОН)2 или гелеобразных систем.
Осадки солей кремнекислоты являются коллоидами, они способны снижать проницаемость среды в 4-10 раз. Осадки гидроокиси магния и кальция снижают проницаемость в меньшей степени, в 1,5-2 раза. Гели кремнекислоты обладают малой механической прочностью на сжатие и характеризуются некоторым начальным напряжением сдвига. Эффект тампонирования достигается вследствие наличия у геля начального сдвига, но из-за его малого значения тампонирующий экран быстро разрушается и вытесняется.
Механическая прочность геля повышается путем введения в силикатные растворы специальных добавок, позволяет сохранить тампонирующий эффект водоизолирующего слоя в обводненных зонах при очень большой депрессии (до 20-25 МПа). К таким добавкам относятся полимеры, при использовании которых образуются межмолекулярные связи между стенками пор и поверхностью осадков, что способствует повышению стабильности слоя и его прочности.
Широкие возможности применения силикатов обуславливаются их свойствами, которые сохраняются даже при высоком давлении и температуре до 200°С. Это позволило разработать и внедрить с их использованием способы селективного ограничения водопритоков из глубокозалегающих высокотемпературных коллекторов. В этих условиях многие полимерные и кремнийоргани-ческие составы малоэффективны.
Способностью к образованию объемных гелеобразных стабильных осадков во времени обладают аммиачно-силикатные растворы с хлористым кальцием. Хлористый барий при этом дает мелкодисперсный, нестабильный во времени осадок.
,С целью повышения стабильности осадков при повышении температуры до 70-80°С исследовались добавки различных водорастворимых полимеров, обладающих флокулирующей способностью. Из исследованных полимеров -
131 ПАА, гипана, демана ВПК-402 наибольшей эффективностью и флокулирующими свойствами обладает ПАА.
В опытах по фильтрации в качестве осадкообразующих реагентов использованы силикатно-полимерные растворы, показавшие в предварительных исследованиях способность к образованию объемных агрегативно устойчивых осадков. Обнаружено значительное снижение фазовой проницаемости пород для воды (до 30 раз). Изменение фазовой проницаемости для воды связано с образованием «сшитых» термостабильных объемных структурированных осадков молекул силиката и полимера через щелочно-земельный катион соли. Наблюдается и уменьшение остаточной нефтенасыщенности за счет выравнивания микронеоднородности пористой среды.
Для месторождений Западной Сибири, характеризующихся высокой послойной неоднородностью пластов и повышенной температурой, Л.К. Алтуниной и ее сотрудниками предложен способ увеличения охвата пластов воздействием на основе использования неорганических гелей. Способ основан на способности системы "соль алюминия-карбамид-вода" генерировать непосредственно в пласте неорганический гель и СО2.
При реализации рассматриваемого метода используются гелеобразующие композиции "ГАЛКА", представляющие собой маловязкие растворы с рН=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 или энергии закачиваемого теплоносителя карбамид гидролизуется с образованием аммиака и СО2, что ведет к повышению pH раствора. При рН=3,8-4,2 происходит мгновенное образование гидроксида алюминия во всем объеме раствора. Это проявляется в скачкообразном возрастании pH и динамического напряжения сдвига гелеобразующего раствора.
Время гелеобразования зависит от температуры и соотношения компонентов гелеобразующей системы. Растворы солей алюминия без карбамида ге
132
лей не образуют. При изменении температуры на каждые 10°С время гелеобразования изменяется в 3,5 раза. Энергия активации гидролиза карбамида в гелеобразующем растворе равна 115 кДж/моль, а при отсутствии соли алюминия достигает 134 кДж/моль, что указывает на катализ кислотой, образующейся в результате гидролиза соли алюминия. Механизм гелеобразования в системе "соли алюминия-карбамид-вода" определяется гидролизом карбамида, который происходит медленнее коагуляционного процесса гелеобразования гидрооксида алюминия.
Исследованы реологические свойства рассматриваемых гелей. Установлено, что гель гидроксида алюминия является тиксотропным псевдопластиче-ским твердообразным телом коагуляционной структуры.
Исследованы влияни я геля гидроксида алюминия на фильтрацию пластовых флюидов, выполненные на линейных и насыпных моделях пласта из природных кернов месторождений Западной Сибири. На основе результатов лабораторных исследований показано, что образование геля в пористой среде снижает коэффициент проницаемости для воды до 70 раз.
Опытно-промышленные испытания технологий увеличения нефтеотдачи пластов на основе использования гелеобразующей композиции "соли алюминия-карбамид-вода" проведены на месторождениях Западной Сибири. Результаты этих работ показали высокую эффективность способа. Наблюдается снижение обводненности продукции добывающих скважин и увеличение добычи нефти. Дополнительная добыча нефти составила 40-60 т на 1 т закаченных реагентов.
133
5. ТЕХНОЛОГИЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ
СИЛИКАТА НАТРИЯ
5Л . 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 воздействием. Поэтому при решении проблемы увеличения нефтеотдачи поиски ведутся в двух направлениях: по увеличению степени промывки пласта, т.е. коэффициента вытеснения,и по обеспечению более полного охвата разрабатываемого пласта воздействием.
Следует отметить, что большая часть современных технологий увеличения нефтеотдачи пластов направлена на увеличение коэффициента вытеснения. Более скромны достижения в создании технологий, обеспечивающих существенное увеличение коэффициента охвата пласта воздействием. Уменьшение охвата пласта воздействием определяется многими факторами, в том числе: неоднородностью нефтссодержащего коллектора, различием вязкостей нефти и вытесняющих агентов, проявлением аномалий вязкости нефти, геометрической схемой и плотностью размещения скважин и др. Наиболее важными факторами, значительно снижающими охват пласта воздействием при заводнении, являются неоднородность пластов и физические свойства нефти.
В реальных условиях в большинстве случаев залежи нефти приурочены к нескольким продуктивным пластам, отличающимся эффективной толщиной, коэффициентами проницаемости, пористостью, а также термобарическими условиями, или же монолитные пласты имеют послойную неоднородность. При выборе систем разработки в один объект объединяются несколько нефтенасыщенных пластов. В результате в процессе заводнения послойно-неоднородные пласты, имеющие разные физические характеристики, охватываются процессом воздействия неодинаково. Пласты или отдельные пропластки монолитного
134
пласта, имеющие низкую проницаемость отстают в вытеснении нефти. По мере продвижения фронта вытеснения нефти гидравлическое сопротивление высокопроницаемого пласта уменьшается, и после прорыва воды в добывающие скважины вытесняющая вода, в основном, фильтруется по высокопроницаемому пласту, не вытесняя нефть по низкопроницаемым пропласткам. Эффективность процесса разработки нефтяной залежи снижается, техникоэкономические показатели ухудшаются. К моменту прорыва воды по высокопроницаемым прослоям в низко-проницаемых пластах остается еще значительное количество остаточной нефти, которая не может быть извлечена без применения специальных способов воздействия.
В настоящее время достаточно хорошо известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как закачка загущенной полимерами воды, пены, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, силикатно-щелочные растворы (СЩР), по-лимер-дисперсные системы (ПДС) [4, 6, 7, 54, 64, 86 и др.].
В качестве методов, избирательно понижающих проницаемость породы, можно использовать периодическую закачку газа (воздуха) или активных компонентов нефти в процессе заводнения. Весьма простым и доступным методом выравнивания проницаемостей послойнонеоднородных 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 также позволяют регулировать степень охвата пласта воздействием. В то же время ряд методов одновременно улучшает и степень промывки пласта и увеличивает коэффициент вытеснения нефти из пористой среды.
Некоторые из перечисленных методов увеличения коэффициента охвата, например, периодическая закачка воздуха, нефти, а также закачка загустителей
135 для воды известны давно. Методы закачки пены, СЩР, ПДС, гелеобразовате-лей появились недавно и проходят промысловые испытания.
Мировой и отечественный опыт показывают, что для выравнивания профиля приемистости водонагнетательных скважин и ограничения движения вод в высокопроницаемых и хорошо промытых пластах высокоэффективны гелеобразующие водоизолирующие составы на основе низкоконцентрированных водных растворов различных химических продуктов. Они способны избирательно фильтроваться в обводненные интервалы высокопроницаемых пластов, промытые водой участки, создавая искусственные экраны, противостоящие движению закачиваемых вод. Гелевые композиции могут быть закачены и в добывающие скважины для образования барьеров па пути фильтрации воды и ограничения добычи попутной воды.
Гадиусы создаваемых экранов и барьеров зависят от удельных объемов закачиваемых водных растворов гелеобразующих реагентов 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.
Гели образуются из золей при их коагуляции в случаях развития пространственной сетки в результате молекулярного сцепления частиц дисперсной фазы.
В предельном случае гели образуются в результате коагуляции золей без расслоения, с отверждением первоначально жидкой системы в целом (гелеобразование как развитие коагуляционной структуры). Гели возникают в результате весьма рыхлой коагуляции по относительно малому числу коагуляционных центров на поверхности 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
136
содержании дисперсной фазы. При коагуляции лиофобных золей образуются осадки агрегатов частиц. В случае более лиофильных дисперсных фаз при этом возникают студенистые осадки (коагели). Если золь или коллоидная суспензия являются достаточно лиофильными, то образуется типичный гель, называемый лиогелем, при этом не происходит разделение фаз с появлением осадка, и вся дисперсионная жидкая среда удерживается механически в ячейках коагуляционной структуры. Частицы дисперсной фазы в гелях, как и в золях ,могут быть кристалликами ультрамикроскопических или микроскопических размеров. В последнем случае гели, образуемые, например, в суспензиях,называются псевдогелями. Переход золь-гель не является фазовым превращением, при этом не происходит разделение фаз с появлением осадка, он не сопровождается заметным тепловым эффектом, т.к. сцепление частиц при образовании гелей происходит по весьма малым участкам поверхности и даже на этих участках уменьшение поверхностей энергии мало. Частицы слабо связываются через остаточные тонкие прослойки жидкой среды, что и является причиной таксотропии, пластичности и сравнительно малой прочности структуры геля. Количество дисперсионной среды, прочно связанной поверхностью частиц дисперсной фазы, практически не изменяется при переходе золь-гель,и вся жидкость, т.е. 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, ее малой прочности, могут вызывать постепенное уплотнение геля, что приводит к выделению жидкости из геля, уменьшающегося в объеме. Этот процесс и выражается в гак называемом «старении» геля - длительном изменении их свойств со временем.
Одним из эффективных методов воздействия для глубокой обработки пласта, испытанным и внедренным на обводненных нефтяных залежах, является процесс селективной изоляции водопроводящих каналов водоизолирующими составами на основе силиката натрия.
137
В основе технологии применения силикатных составов лежит их способность взаимодействовать с ионами поливалентных металлов или другими агентами с образованием водорастворимых осадков CaSiO3, MgSiO3, Mg(OH)3, Са(ОН)2 или гелеобразных систем.
В настоящем разделе рассматривается технология увеличения нефтеотдачи неоднородного пласта на основе использования силиката натрия и соляной кислоты
В результате взаимодействия кремневокислого натрия (жидкого стекла) с соляной кислотой образуется гель кремневой кислоты по схеме
NaSiO3 + 2НС1 = H2SiO3 + 2NaCl .
Для полного или частичного закупоривания водонасыщенных пластов в скважинах необходимо, чтобы силикагель отвечал определенным требованиям, а именно, нужно, чтобы время начала его схватывания было достаточным для того, чтобы его можно было ввести в пласт, не опасаясь преждевременного схватывания смеси в трубках. С другой стороны, после введения смеси в норовое пространство время начала схватывания не должно быть очень большим.
Перспективность использования гелеобразующих растворов (ГОР) на основе силиката натрия для проведения изоляционных работ обусловлена технологичностью приготовления раствора и закачки его в пласт, достаточно низкой стоимостью реагентов и их нетоксичностью, высокой прочностью образующегося геля и т.д. При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами образуется золь кремниевой кислоты, переходящий со временем в вязкоупругий гель, который служит водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта. Изолирующая способность силикатного геля определяется ег,о механическими и реологическими свойствами, зависящими от многих факторов.
Для эффективной обработки нагнетательных и добывающих скважин физико-химические и фильтрационные свойства ГОР должны соответствовать следующим техническим требованиям:
138
1) однородность и стабильность ГОР в интервале температур 20-90°С, ч 2) вязкость гелеобразующего раствора при 25°С, мПа. с не менее 6; 1,0-10,0;
3) состав воды для приготовления ГОР пресная или мине- рализованная вода;
4) время начала гелеобразования при 20-40°С, ч при 70-90°С, ч 5) образование геля во всем объеме и не менее 12; не менее 6;
стабильность в течение месяцев не менее 6;
6) прочность (напряжение разрушения) геля 0, Па 7) минимальный градиент давления разрушения не менее 20;
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 необходимо проводить лабораторные исследования свойств гелеобразующих растворов. Эксперименты проводились в лабораторных условиях с применением 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 гелеобразующего раствора при температурах 20-80°С определялась на ротационном вискозиметре марки «Брукфильд». Ротационный виско-
139 зиметр представляет собой два коаксиальных цилиндра, в кольцевой зазор между которыми заливают исследуемую жидкость. Необходимый рабочий объем жидкости составляет 20 см3. Внутренний цилиндр приводится во вращение от электродвигателя р частотой вращения от 0,3 до 60 об/мин (при этом скорость сдвига изменяется от 0,36 до 73,4 с’1); после прохождения 2-3 оборотов ципин-дра устанавливается стационарный режим течения жидкости между цилиндрами. Вязкость рассчитывалась умножением относительных показаний прибора па поправочный коэффициент прибора для каждой рабочей скорости. Измерение вязкости растворов проводилось при постоянной температуре.
Определение времени гелеобразования растворов производилось по двум методикам.
По первой методике, более простой и применимой в промысловых условиях, свежеприготовленный раствор наливается в пробирку с притертой пробкой и помещается в термостат с заданной температурой. Для композиций, имеющих небольшое время начала гелеобразования (высокая концентрация кислых агентов в составе композиции) и при повышенных температурах .растекание раствора в пробирке проверяется через каждые 5 минут. Для ГОР с увеличенным временем начала гелеобразования промежутки между наблюдениями возрастают до 10-20 минут. Если раствор не растекается при изменении наклона пробирки, значит образовался гельрз это время считается временем начала гелеобразования tr. Определение времени начала образования геля для каждой системы проводится несколько раз и выбирается среднее значение.
По второй методике приготовленный силикатный раствор запивается в измерительную ячейку прибора «Реомат-30», предварительно нагретую до заданной температуры. Затем включается прибор. Время начала гелеобразования измеряется от начала загрузки раствора в прибор до момента начала процесса образования геля, который фиксируется по достижению минимальной прочности (0,2 Па) системы при постоянной минимальной (0,0615 с'1) скорости сдви-
га.
140
Гелеобразные системы являются коллоидными системами и характеризуются определенными реологическими свойствами: вязкостью гелеобразующего раствора, предельным напряжением разрушения (прочностью) образовавшегося из него геля 0П и модулем упругости геля G.
Предельное напряжение разрушения (прочность) образовавшегося геля определялось на приборе «Реомат-30» по величине максимального напряжения от деформации (от времени) при минимальной (0,0615 с'1) скорости сдвига. Измерения проводились при температуре 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 измеряется как в процессе его образования, так и после упрочнения его структуры по методике, разработанной в лаборатории физики полимеров Института элементоорганических соединений АН СССР. Принцип измерения основан на зависимости глубины погружения шарика в гель под действием нагрузки, представленной формулой
3 F
G=----------------, (5.1)
16 Rl/2h3/2
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 выделяется кремниевая кислота, образующая золь, переходящий со временем в гель, который может служить водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта. Время начала гелеобразования и изолирующая способность силикатного геля определяются его механическими и реологическими свойствами, которые зависят как от состава композиции (природы и концентрации компонентов гелеобразующего раствора), так и от внешних условий (пластовой температуры, температуры на устье скважины, минерализации и
141
С0СТ2В2. КЗ.К ПЛАСТОВОЙ оОДЫ, Т2К И БОДЫ, ria KGiupOM Гй1ипй'1ия paCiBup, мйпсра-логического состава породы коллектора и т.д.).
Для эффективной изоляции высокопроницаемых зон пласта гелеобразующий раствор должен характеризоваться определенными свойствами: 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 градиент давления.
В технологиях ограничения водопритоков и заколонных перетоков в скважинах следует применять базовый гелеобразующий раствор следующего состава (% мае. по основному веществу):
1) силикат натрия (жидкое стекло) - 6%;
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 композиции, время начала гелеобразования и прочность силикатного геля.
Для приготовления силикатного гелеобразуюшего раствора в лабораторных 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, % мае. - 45,5;
(определялась методом выпаривания)
2) плотность при 25°С, г/см3 - 1,455;
3) вязкость при 25°С, мПа с - 7-10;
142
4)модуль стекла
(определялся титрованием) - 3,16;
4) pH раствора - 9-10.
В качестве кислых агентов в экспериментах использовались водные 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 жидкого стекла, при которой достигается относительно высокая прочность силикатного геля при достаточно длительном времени его образования. Исследования проводились при температуре 20-90°С.
С целью получения прочного силикатного геля с длительным временем начала гелеобразования проводились исследования по изучению влияния концентрации НО в гелеобразующем растворе на реологические свойства получаемого геля. На рис. 5.1 представлены зависимости прочности (предельного напряжения разрушения) геля и времени его гелеобразования от концентрации соляной кислоты (НО) в 6%-ном водном растворе силиката натрия при температуре 70°С. Как видно из рисунка, при увеличении содержания кислоты в растворе прочность силикатного геля увеличивается, а время начала гелеобразования уменьшается, поэтому для получения достаточно прочных гелей с большим временем гелеобразования необходимо выбирать оптимальную концентрацию НС1. При малых концентрациях НС1 в растворах силикатный гель получается рыхлым, неэластичным, теряющим при повышенных температурах и со временем прочность и стабильность.
Исследования процесса образования силикатного геля проводились в интервале температур 40-80°С. На рис. 5.2 представлена зависимость времени начала гелеобразования 6%-ного раствора силиката натрия от концентрации НС1 при температурах 40, 50, 60, 70 и 80°С. Как видно из рисунка, с увеличением температуры и концентрации HCL в системе время начала гелеобразования силикатного раствора уменьшается. При этом следует отметить, что при новы-
Концентрация HCL,%
Рис. 5.1. Зависимость времени начала гелеобразования tr и прочности геля от концентрации соляной кислоты при 70°С:
1 - время гелеобразования;
2 - прочность геля
Рич;. 5.2. Зависимое ь времени начала гелеобразования tr от концентрации НО при различных температурах, °C: I - 80; 2 - 70, 3 - 60; 4- 50; 5 - 40
145 шейных температурах требуется значительно меньшее количество кислоты для получения гелей, характеризующихся длительным временем загеливания (более 6-ти часов). Например, для получения силикатного геля через 6 часов после приготовления в гелеобразующий раствор, закачиваемый в пласт с температурой 80°С, необходимо добавлять 0,5% НС1, с температурой 70°С - 0,56% НС1, а с температурой 40°С - 0,74%. Таким образом, для получения при повышенных температурах гелеобразующих композиций с большими временами за-гепивания необходимо уменьшать концентрацию НС1 в системе.
Исследования показали, что с увеличением температуры прочность силикатного геля возрастает, при этом чем меньше концентрация 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 пластовую температуру на забое скважины и, в зависимости от нее, корректировать состав гелеобразующего раствора, то есть подбирать оптимальные концентрации компонентов в растворе.
Для приготовления гелеобразующего раствора в промысловых условиях может быть использована как пресная вода, так и подтоварная вода из системы ППД. Состав подтоварной воды может изменяться. В связи с этим проводились исследования по изучению влияния минерализации и состава воды на процесс образования и свойства силикатного геля. В качестве минерализованной воды использовалась 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 композицией: 6% силиката натрия, 0,6% НС1 и остальное минерализованная вода или раствор электролита, содержащий
146 один из катионов: Са2+, А13+ или Fe3+.
С увеличением концентрации солей в воде, на которой готовится силикатный раствор, до 14 г/л время начала гелеобразования уменьшается 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 прочностью геля, приготовленного на пресной воде. Дальнейшее повышение минерализации воды приводит к снижению прочности силикатного 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 хрупкая структура, которая разрушается даже при малых скоростях деформации.
Таким образом, в результате исследований было обнаружено, что при использовании для приготовления гелеобразующих растворов минерализованной воды из системы ППД значительно уменьшается время начала гелеобразования силикатного раствора, поэтому необходимо перед приготовлением раствора разбавлять минерализованную воду пресной до плотности приблизительно 1,0 г/см3 и уточнять состав ГОР. Однако, если нет возможности каждый раз уточнять состав ГОР, то лучше его готовить на пресной воде, уточнив один раз состав композиции.
Чтобы увеличить время гелеобразования и в то же время сохранить достаточно высокую прочность геля, получаемого из силикатного раствора на основе 6%-ного силиката натрия, 0,6%-ной соляной кислоты и минерализованной воды с концентрацией солей 14 г/л, уменьшали концентрацию НС1 в растворе.
Как было сказано выше, в основном исследовались гелеобразующие растворы с концентрацией жидкого стекла 6%, обоснование данной концентрации следует из следующего рисунка. На рис. 5.3 представлены зависимости времени начала гелеобразования и прочности силикатного геля от концентрации
Концентрация солей, Г/л
Рис. 5.3. Зависимость времени начала гелеобразования tr и прочности геля (6 % Na2SiOj, 0,6 % НС1, вода) от минерализации воды при температуре 80°С: 1 - время начала гелеобразования, 2 - прочность геля
148
жидкого стекла в системе, содержащей 0,6% НС1, при температуре 70°С. Как видно из рисунка, в исследуемом интервале концентраций силиката натрия в растворе максимальное время начала гелеобразования ГОР наблюдается при концентрации жидкого стекла 3%, при этом прочность геля составляет 180 Па. С увеличением концентрации силиката натрия в растворе до 6% время начала гелеобразования и прочность геля уменьшаются. Однако на основании результатов лабораторных исследований и предварительных промысловых испытаний технологии ограничения водопритоков с использованием гелей было решено, что применение гелеобразующих композиций на основе 6%-ного силиката натрия является наиболее оптимальным.
5.3. Подготовка к проведению промыслового эксперимента на Арланском месторождении
Таким образом, на основе лабораторных экспериментов показано, что при задачке в пласт слабоконцентрированных водных растворов жидкого стекла и соляной кислоты представляется возможным за счет избирательной 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 подключению в работу относительно низкопроницаемых прослоев, характеризующихся более высокой нефтенасыщенностью.
В условиях разработки Арланского месторождения при водонапорном режиме неизбежным и естественным является обводнение добывающих сква-жин.и продуктивных пластов. На темп роста обводнения продукции скважин влияет повышенная вязкость и проявление структурно-механических свойств пластовых нефтей [16,17,35 и др.]. Текущая обводненность добываемой жидкости на месторождении на начало промысловых экспериментов составила: на Арианской площади - 96,2% и по Николо-Березовской площади - 93,7%. Происходит быстрое обводнение добывающих скважин. На эту же дату более 82%
149 фонда скважин Арланской площади работало с обводненностью от 50 до 90 процентов. Примерно такая же картина наблюдается и по Николо-Березовской площади.
Следует отметить, что многопластовость, сложность построения основных продуктивных пластов, изменчивость коллекторских свойств, неравномерная обводненность пластов, низкий охват воздействием при обычном заводнении и ожидаемая относительно низкая нефтеотдача характеризуют Арианское 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 кислоты должен основываться на результатах комплексного анализа геолого-физической характеристики и особенностей строения пласта, состояния выработки, особенностей литологической и гидродинамической 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 направлениям от нагнетательной скважинь^должно быть достаточным. Приемистость нагнетательных скважин должна быть не менее 200 м3/сут. На предварительном этапе таких очагов или участков выбирается несколько, так как некоторые из них по различным критериям будут отброшены. Следует отметить, что при массовом применении технологии наличие гидродинамической обособленности опытного участка не является обязательным.
2. В масштабе карты разработки строится схема расположения скважино-точек выбираемого опытного участка. На схему наносятся водонагнетательные скважины и добывающие скважины до третьего ряда включительно.
150
3. На схеме расположения скважино-точек выбираемого опытного участка проводятся границы распространения коллекторов по каждому пласту (пропластку), выделяемому в данном объекте разработки. Здесь используются зональные карты, построенные в том же масштабе, что и карта разработки. Если на зональных картах отмечаются литологические особенности изменения коллектора, то они переносятся и на схему. Зоны распространения коллекторов по отдельным пластам обозначаются разными цветами.
4. Рядом с номером скважины отмечаются индексы (условные обозначения) пластов, перфорированных в данной скважине, указывается 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 гидродинамической связи между скважинами по каждому пласту (пропластку). По возможности на схеме необходимо указать литологические окна между пластами, границы выклинивания пластов, зоны тектонического экранирования и др. На основе использования перечисленных сведений следует показать, какие номера добывающих скважин могут 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 эксплуатации скважин, профили приемистости и притока жидкостей, гидродинамических исследований на неустановившихся режимах. Обобщаются данные исследования кернов, определения нефтенасыщенности пород продуктивного пласта, глинистости и др. Если представляется возможным, то сопоставляются профили приемистости и притока, оценивается наличие и степень гидродинамической связи между скважинами. Необходимо снять копии профилей приемистости и притока для дальнейшего использования при изучении эффективности воздействия на пласт гелеобразующими составами.
151
6. Для удобства анализа гидродинамической обстановки в районе опытного участка, литолого-фациальной характеристики продуктивных пластов, литологической связанности отдельных пластов и пропластков, характера выработанности их с целью наиболее полного учета при выборе опытного участка и скважины рекомендуется строить блок-диаграмму. Если представляется возможным, то на основе косвенных данных на блок-диаграмме следует указать вероятные пути движения гелеобразующего состава, а также наиболее предполагаемые зоны образования геля.
7. Важнейшим фактором, влияющим на эффективность новых методов увеличения нефтеотдачи пластов,является величина и форма остаточной нефтенасыщенности пласта. Однако современные методы промысловых исследований не позволяют достоверно оценить значение остаточной нефтенасыщенности. Поэтому для приближенной оценки этого параметра следует построить карту распределения удельных начальных запасов нефти по скважинам, карту суммарных отборов нефти с начала разработки. Вычислить разницу между начальными запасами нефти по каждой скважине и суммарными отборами нефти. В результате получим приближенную картину общего распределения остаточных запасов нефти по зонам расположения скважин. Необходимо отметить, что эти вычисления основаны на ряде серьезных допущений. Поэтому они носят приближенный характер. Однако для качественной оценки распределения остаточных запасов нефти такой информацией следует пользоваться. Карту распределения остаточных запасов нефти по скважинам строят так же, как и карту суммарных отборов нефти.
8. Необходимо изучить распределение закачиваемой воды по добывающим скважинам путем построения карты суммарных отборов воды, по результатам такой работы отметить основные направления движения воды по пластам или в целом по группе пластов объектов разработки. Привести описание степени равномерности распределения закачиваемой воды по добывающим скважинам.
152
9. Построить графики изменения обводнения продукции добывающих скважин и графики изменения дебитов скважин во времени (графики - в координатах «время - дебит по жидкости и обводненность продукции скважины»). Выполнить анализ динамики обводненности скважин с целью определения степени равномерности продвижения воды в пластах. Естественно, выводы окажутся качественными, однако вполне необходимыми для комплексирования с другими материалами, характеризующими динамику обводнения скважин и пластов.
10. Изучить техническое состояние скважины (обсадной колонны) 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 произведенными записями в ней.
11. После комплексного обобщения перечисленных выше материалов делается вывод о пригодности анализируемого участка пласта для эксперимен-тальней закачки гелеобразующих составов с целью увеличения нефтеотдачи пластов.
12. На основе использования данных эксплуатации скважины строятся основные характеристики вытеснения нефти, предусмотренные в «Методическом руководстве по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов», РД-153-39.1-0.04-96.
В соответствии с приведенными выше требованиями были выбраны первоочередные опытные участки и очаговые нагнетательные скважины для закачки гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла и соляной кислоты. Опытные участки и очаговые нагнетательные скважины (рис..5.4 и рис.5.5) расположены на Арланской и Николо-Березовских площадях Арланского месторождения. Продуктивными пластами являются, в основном, пласты верхней пачки терригенной толщи нижнего карбона, сложенные песчаноалевролитовы-
153
Рис. 5.4. Опытный участок нагнетательных скважин 7176 и 7179: 1 - водонагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины
Рис. 5.5. Опытный участок нагнетательных скважин 895 и 2138: 1 - водонагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины
154
ми породами. Во всех добывающих и водонагнетательных скважинах перфорирован в основном пласт Си, песчаники которого развиты и выдержаны по толщине 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 расположены в пределах внутреннего контура нефтеносности и первоначально полностью насыщены нефтыр. Продуктивный пласт Сц расчленен на три прослоя. Вскрыты в скважинах опытных участков пласты С! и Сщ, имеющие незначительные эффективные толщины.
Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 17,9 мПа с, а плотность нефти - 873 кг/м3.
Пластовая вода экспериментальных участков высокоминерализованная и относится к хлор - кальциевому типу. Плотность пластовой воды составляет 1180 кг/м3.
Всего на Арланском месторождении за 1993-1996 гг. произведена закачка растворов гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла и соляной кислоты в 14 водонагнетательных скважин и охвачено воздействием 71 добывающая скважина [21,53,55].
Комплексный анализ геолого-физической характеристики и особенностей строения пластов, состояния выработки, особенностей литологической и гидродинамической связи между пластами и скважинами подтвердил правильность выбора опытных участков для закачки гелеобразуюших составов на основе использования жидкого стекла и соляной кислоты.
Обобщение показателей разработки выбранных участков и очагов воздействия показало, что приемистость нагнетательных скважин находится в пределах 300-600 м3/сут., продукция добывающих скважин обводнена на 90-96%, дебиты скважин изменяются в пределах 120-310 м3/сут. на скважину. Продуктивные пласты сильно дренированы: степень извлечения начальных балансовых запасов превысила 50%. На этом этапе разработки представляется
155 целесообразным проведение мероприятий по регулированию направлений фильтрационных потоков в пластах, вовлечение в разработку слабодренируе-мых пропластков и зон пласта путем ограничения движения закачиваемой воды в высокопроницаемых 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 реагирующих скважин Пласт Балансовые запасы, т Извлечено нефти, т Коэфф, извлечения начальных запасов
7176 7179 1817, 1818, 6138, 7171, 7172, 7177, 7178, 7707, 7709 Сц 1201719 612877 0,51
784 1790, 6369, 2335 Си 7632443 427523 0,56
2326 2325, 6276 С,, 425560 207897 0,49
2138 895 74, 898, 1639, 1653, 2145, 2147, 6198, 6199, 6200 Сц 1079263 35441 355441 0,33
6096 1009, 1010, 1162, 1191, 6077, 6216, 7193 Сп 708298 311251 0,44
6837 134, 1191 С„ 640773 317215 0,49
6946 535, 536, 837, 1146 Сц 644627 279390 0,43
1300 1289, 1292, 1299,1330, 1346 Си 692347 288398 0,42
156
5.4. Приготовление и закачивание гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла и соляной кислоты в нагнетательные скважины
Уточняющие лабораторные исследования по выбору оптимальных концентраций химреагентов с учетом состава и минерализации пластовых вод были проведены в ЦНИПРе НГДУ Арланнефть [22]. Результаты опытов показали, что оптимальное массовое содержание силиката натрия составляет 4-6% При более высокой концентрации образование геля идет практически мгновенно. В связи с этим в лабораторных опытах по выбору оптимальной концентрации содержание жидкого стекла изменялось в интервале 6-8% масс. Для промысловых опытов концентрация жидкого стекла оказалась равной 6% масс.
Затем были выполнены лабораторные опыты по изучению процессов ге-леобразования при различных концентрациях соляной кислоты 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.,за-гсливание не происходит или выпадает лишь рыхлый осадок. Это обусловлено тем, что ионов водорода не хватает для связывания силикат ионов в кремниевую кислоту. 0 области концентраций, превышающих 2% мае., загеливание происходит мгновенно. Исходя из необходимого времени для приготовления и закачки гелеобразующих растворов в пласт требуемое время гелеобразования должно быть 15-20 часов. С учетом продолжительности гелеобразования и структурно-механических свойств образующих гелевых масс для условий Ар-ланского месторождения предел оптимальной массовой концентрации соляной кислоты составляет 0,8-1,3%, а наиболее приемлемой для условий выбранных опытных участков - 1% мае.
Для упрочения структуры геля рекомендовано применение гранулированных полиакриламидов (ПАА), химически неактивных к металлам, кислоро-
157
ду воздуха и воде, безопасные с точки зрения пожаро- и взрывобезопасности. Полиакриламиды практически не представляют опасности для работающих при приготовлении и закачке растворов в скважину.
В ходе лабораторных опытов инженерами ЦИИПРа НГДУ Арланнефть под руководством академика А.Т. Горбунова и Л.Е. Ленченковой был определен оптимальный состав гелеобразующей композиции для применения в технологиях увеличения нефтеотдачи: жидкое стекло - б% масс, соляная кислота -1 % масс., полиакриламид (ПАА) - 0,06% масс., остальное пресная вода.
Приготовление и закачка в пласт гелеобразующих растворов при проведении промысловых экспериментов приобретает важное значение,и поиск оптимальных решений этой задачи является одной из целей эксперимента. Прежде всего необходимо выдержать оптимальные концентрации химреагентов при приготовлении больших объемов растворов, обеспечить непрерывное закачивание заданных объемов оторочек в течение заданного времени. К сожалению, до сего времени нет у нефтянников специальных передвижных технических средств для обеспечения этого важного технологического процесса при разработке нефтяных месторождений. Использование обычных технических средств, специально не предназначенных для этой цели, в масштабах крупной нефтедобывающей отрасли страны приводит к орромным неоправданным затратам. Давно назрела необходимость разработки и организации массового производства специальной многоцелевой передвижной высоконадежной промысловой химической лаборатории для оперативного контроля за основными параметрами закачиваемых в скважину большого количества химических реагентов для различных целей.
В условиях наших экспериментов гелеобразующие композиции представлялось возможным готовить непосредственно у скважины или на специальной стационарной установке, построенной для закачки силикатнощелочных растворов.
158
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
Таблицаб^
Сведения по закачке композиций на основе жидкою стекла и соляной кислоты в нагнетательные скважины НГДУ Арланнефть
Номер нагн. СКВ Пласт, интервал перфорации, м Толщина пласта, м Приемис- тость, м7сут Время закачки Объемы закачки, м‘
пресной воды р аствора геля пресной воды удельный объем рас- твора на 1 м толщины
7176 Сц, 1338,8-1345.2 6,4 600 12 08 93 г. 22,5 72 14,5 11,2
7179 Си, 1419,2-1421,2 7,6 284 25.08.93 г. 17,0 100 16,0 13,2
Си, 1423,6-1429,2 -
784 Си, 1308,4-1314,0 5,6 350 09.09,93 г. 17,0 105 12,0 18,8
2326 Си, 1301,2-1306,4 5,2 320 16.09,93 г. 16,5 90 15,0 17,8
2138 Си, 1242,4-1246,4 4,0 570 2-3,08,94 г. 17,3 117 14,8 29,3
895 Си, 1254,8-1258,2 ЗД 180 5-6.08.94 г. 13,5 47 7,5 13,8
1300 Си, 1270,2-1271,8 10,4 957 17-19.08.94 г. 48,5 201 70 19,4
Си, 1276,4-1280,0
Си, 1280,4-1281,2
Си, 1284,4-1288,4
6946 Си, 1424,8-1429,8 9.8 1600 7-9-09,94 г. 18,0 254 18,0 25,9
Cv, 1440,0-1442,4 1 100 4-7.07.95 г. 25,0 320 24,0 32,6
Cv, 1450,8-1453,2
6837 Си, 1351,6-1355,2 3,6 690 20-21.09.94 г. 13,0 187 17,0 51,9
960 12-13.08 94 г. 26,0 176 26,0 48,9
160
Схема приготовления гелеобразующего раствора непосредственно на скважине и закачки его в водонагнетательную скважину показана на рис.5.6.
Схема включает в себя три автоцистерны 4,8 и 9 соответственно для соляной кислоты, жидкого стекла и раствора полимера, насосный агрегат 2, водовод пресной воды 5, эжекторы 6 и 7 и промежуточную емкость 3.
Из источника пресной воды с помощью агрегата вода направляется через два параллельно работающих эжектора в промежуточную емкость объемом 5 mj. Одновременно подают в первое смесительное устройство жидкое стекло или жидкое стекло с полимером, а во второе - соляную кислоту. Полученный раствор направляют в небольшую промежуточную емкость объемом 5 м! с одновременным смешиванием и закачкой композиции в скважину.
Для приготовления и закачки гелеобразующего раствора в условиях НГДУ "Арланнефть" может быть использована имеющаяся стационарная установка, предназначенная для организации закачки силикатно-щелочных растворов. Порядок приготовления водного раствора гелеобразующих составов на стационарной установке был принят следующий:
1) готовят гелеобразующий раствор путем смешивания всех компонентов ио схеме, описанной ранее, и заливают его в автоцистерны;
2) приготовленные растворы доставляют на скважину автоцистернами и закачивают в скважину насосными агрегатами.
Сведения по закачке гелеобразующих растворов на основе жидкого стекла и соляной кислоты в нагнетательные скважины НГДУ Арланнефть приведены в табл.5.2.
5.5. Технологическая эффективность применения гелеобразуюшнх 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 процес-
161
са разработки опытных участков до и после эксперимента. Выбор и использование методов анализа зависят от характера конечной цели и необходимости получения достаточной информации как по объему, так и достоверности для решения задачи о целесообразности более широкого применения технологии воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи и ограничения добычи попутной воды. Весьма серьезными задачами эксперимента являются отработка рациональных приемов, а также эффективных и высоконадежных технических средств для приготовления и закачивания в пласт через нагнетательные скважины гелеобразующих растворов. Естественно, качество и результаты анализа будут зависеть от полноты выполнения комплекса геолого-геофизических, гидродинамических, лабораторных и технико-экономических исследований по обеспечению промыслового эксперимента, который был составлен в НГДУ с большой тщательностью.
Кроме того, проведение непрерывного анализа промысловых данных позволяет корректировать планы дальнейших работ по основным параметрам технологий воздействия.
Весьма серьезной задачей эксперимента явилось подтверждение возможности закачивания гелеобразующих растворов на основе жидкого стекла и соляной кислоты в продуктивные пласты через водонагнетательные скважины без серьезных технологических осложнений..
В целом по всем водонагнетательным скважинам приемистость после закачки гелеобразующих составов по оценке промысловых инженеров снизилась на 15%, коэффициент пъезопроводности уменьшился на 31%. Повсеместно отмечается ухудшение параметров пласта, полученных по методу «кривых падения давления» (КПД) до и после закачки растворов. Это является подтверждением формирования в поровом пространстве пласта гелеобразной массы и изменения охвата пласта воздействием. Результаты обработки данных гидродинамических исследований части нагнетательных скважин методом КПД приводятся в табл. 5.3.
162
Представляют большой интерес результаты исследований нагнетательных скважин методом записи профилей приемистости пласта, выполненные до и после проведения закачки гелеобразующих составов. Такие профили были сняты в большинстве нагнетательных скважин. На рис. 5.7 приведены профили приемистости скв. 6946, снятые до и после закачки гелевой композиции. Профиль приемистости, снятый 9 августа 1994 г. до закачки гелевой композиции, свидетельствует о «кинжальном» характере закачки воды по пласту Сц и незначительной приемистости пластов Cv и Cvi- Обработка скважины гелеобразующим составом привела к существенному изменению работы продуктивных пластов. Увеличились работающие толщины пластов и коэффициенты охвата их воздействием при закачке воды. Так, по пласту Си коэффициент охвата воздействием увеличивается с 0,78 до 0,84, по пласту Cv - с 0,75 до 0,88 и по пласту Cvi - с 0,58 до 0,67. Кроме того, по данным этих измерений наблюдается выравнивание приемистости пласта в каждом интервале перфорации. 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 слабопроницаемые, имеющие большую нефтенасыщенность. Из приведенного выше примера по скв. 6946 видно, что средний прирост коэффициента охвата пластов воздействием составил примерно 0,09. Если будет достигнут такой прирост охвата по всему объему продуктивных пластов, то при коэффициенте вытеснения, равном 0,65, прирост коэффициента нефтеотдачи составит 0,058, т.е. 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, дебиты по нефти, а обводненность добываемой продукции уменьшилась. Из 14 анализируемых скважин обводненность снизилась по 11
163 скважинам, что составляет 78%. Наибольшее относительное снижение обводненности наблюдалось по скв. 7178 (39,8%) и по скв. 7707 (34,5%), а наименьшее по скв. 7172 (1%) и по скв. 6267 (1,4%).
Таблица 5.3
Результаты исследований водонагнетательных скважин методом КПД
Номер скважины Дата проведения иссле-дований Параметры пласта до и после закачки гелевой композиции
коэффиц. приемистости, м3/(сут МПа) гидропро-водн., мкм м мПа с коэффициент проницаемости, мкм2 коэфф, пьезо-про-водн., м2/с
7176' 11.08.1993 г. 17,6 66,8 0,17 0,88
08.10.1993 г. 13,8 40,9 0,11 0,55
7179 23.06.1993 г. 4,5 37,2 0,08 0,41
07.10.1993 г 3,1 15,1 0,03 0,16
784 08.09.1993 г. 9,4 33,9 0,11 0,52
07.12.1993 г. 8,7 12,5 0,04 0,19
2326 07.09.1993 г. 7,7 76,8 0,17 0,86
06.12.1993 г. 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-и опытных участках и очагах заводнения за 1993-1996 гг. приведены в табл. 5.4.
Дополнительная добыча нефти за счет применения гелеобразующих композиций на опытных участках Арланского месторождения определялась по методам Камбарова Г.С., Пирвердяна А.М. и Сазонова Б.Ф. Расчет дополнительной добычи нефти по каждому очагу нагнетания композиции производился по трем названным методам, результаты усреднялись. При определении уменьшения количества попутно-добываемой воды использовался метод Б.Ф. Сазонова.
В целом, накопленная добыча нефти по анализируемому эксперименту составила 21260 т и продолжала увеличиваться, при этом объем попутно добы-
Бина, м
Рзак. - 14 0 МПа 9.08.94
О.- 15 DO М3/суг
Рзак.-14.Ъ МПа 6.06.95 а —1473 м3/ с у т
И 2 А
500
<000
<500
500
4000
1428
<432
К ох в,—
78.о2
Кохв- 84.02
1436
<440
<444
К.ОХВ--
75.02
К о хв — 95-82
<448
<452
1456
К охв,—
58.32
К охв - 20.87»
ДО ОБРАБОТКИ
ПОСЛЕ 1ой обработки
Рис. 5.7. Профили приемистости скважины 6946 до и после закачки композиции
165
ваемой воды уменьшился на 259910 м3.
Таблица 5.4
Результаты предварительной оценки успешности закачки оторочек гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла и соляной кисло-
ты на Арланском месторождении
Годы Номер очага нагнетания Количество добывающих скважин Успешность по дополн. добыче нефти, % Успешность по снижению обводненности продукции
число добывающих СКВ., СНИЗИВШИХ обводненность успешность, %
1993 7176, 9 100 7 78
7179 3 100 2 67
784 2326 2 100 2 100
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* 7 100 6 86
1300* 5 100 4 80
Примечание: *- двухкратная закачка гелеобразующей 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 дополнительно добыто нефти: по Арланской площади - 774 т; по Николо-Березовской площади - 2128 т.
Результаты расчетов показали, что применение технологии увеличения нефтеотдачи на основе использования жидкого стекла и соляной кислоты в условиях разработки залежей нефти в терригенных отложениях нижнего карбона Арланского месторождения экономически оправдано.
166
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
Известно, что в нефтяной промышленности широкое применение нашли два осадкообразующих реагента - силикат натрия (щелочно-силикатное заводнение) и щелочи. При щелочном заводнении выпадают осадки гидроокиси магния при контакте щелочи с пластовой водой, содержащей ионы магния. Oipa-ниченное применение нашла также аммиачная вода.
В то же время существует несколько десятков патентов на применение осадкообразующих реагентов для водоизоляционных работ. В подавляющем большинстве случаев патентуется поочередная закачка двух реагентов, при контакте которых в пласте выпадает осадок. Ниже приводим некоторые пары осадкообразующих реагентов, которые запатентованы для использования при проведении водоизоляционных работ:
1. Ионы Mg2’, Са2’+СО2 —> MgCOj, СаСО3 4-;
2. Латекс + соли Са2+, Mg2’;
3. Pb(NO3)2 + 2СГ РЬС12 i ;
A. Mg2+ + 2NaOH -> Mg(OH)2 J-;
5. Fe3+ + Na2CO3 -> Fe(OH)3 4-;
6. Al3’ + Na2CO3 -> A1(OH)3 4,;
7. Na,SiO3 + SO2 -> Si(OH)4 Ф ;
8. FeSO4 • 6H2O + Na3PO4 Fe3(PO4)2 4- ;
9. Na,SiO3 + CO, -> Si(OH)4 4- ;
10. Ca2+ + 2HF -> CaF2 4;
11. Fe3+, Al3+ + NaOH -> Fe(OH)3, A1(OH)3 4-;
167
12. FeCh, A12(SO4)3 + NH,OH -э Fe(OH)3, A1(OH)3 X ;
] 3. FeSO4-6H2O + NH4OH Fe(OH)3, A1(OH)3 X ;
14. Na2SiO3 + сложные эфиры —> Si(OH)4 X ;
15. Na2SiO3 + карбамид —» Si(OH)4 X ;
. 16. Na,SiO3 + Men+ -> MeSiO3 X ;
17. NajSiOj + HC1 -> Si(OH)4 X ;
18. Na2SiO3 + (NH4)2SO4 -> Si(OH)4 X ;
19. Na,SiO3 + Ca2’ -> CaSiO3 X;
20. NaOH + Men+ -> Me(OH)n X ;
21. RCOONa (мыло) + Ca2* -> Ca(RCOO)2 X ;
22. Na2SO4 + HC1 Na2S + 3S X ;
23. H2SiF6 + 2Na' -> Na2SiF6 X ;
24. H2SiF6 + H2O —> Si(OH)4 X ;
25. H2SiF6 + CaCO3 -> CaF2 + Si(OH)4 X ;
26. Na2SO4 + Ca2+ -> CaSO4 X ;
27. S2C12 + H2O —>S X ;
28. S1C14, TiCl4 + H2O Si(OH)4, Ti(OH)4 X ;
29. Si(OC2Hs)4 + H2O -> Si(OH)4 X .
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 предложения в патентах в основном также связаны с использованием силиката 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, поскольку при поочередной закачке процесс смешения реагентов в пористой сре-
168
де целиком зависит от малоизученных факторов. Регулированию поддаются
лишь объемы и скорость закачивания растворов.
Поэтому для более надежного контроля за процессом осадкообразования разработан ряд композиций, в которых осадок образуется не сразу, а с течением времени или только под воздействием пластовой температуры. Это позволяет смешивать реагенты до закачки и закачивать реагенты одновременно без опасности закупорки пор призабойной зоны пласта, осуществлять надежный контроль за процессом осадкообразования во время закачки. Ниже приведен ряд таких композиций:
1) Na2SiO3 + NaHCOj -> Si(OH)4 ;
2) раствор нафталина в горячем керосине, при остывании выпадает нафталин;
t°
3) FeCl3, AI2(SO4)3 + карбамид —> Fe(OH)3, А1(0Н)3 4-;
t°
4) Na2SiO3 + сложные эфиры Si(OH)4 1 ;
5) Na2SiO3 + карбамид —> Si(OH)4 -4 (гель);
6) Si(OH)4 (золь) +F' -> Si(OH)4 Ф ;
t°>120°C
7) лигносульфонат (раствор в воде —> лигносульфонат (осадок);
8) натриевые соли шлам-лигнина, при реакции с породой снижается pH и лигнин выпадает в осадок;
t°
9) Na2SiO3 + сахара -> Si(OH)4 1;
t°
10) Na2S —> Na2S + 3S 4-.
Видно, что композиций с регулируемой скоростью осадкообразования не так много, выбор реагентов ограничен. Заслуживают внимания работы, в которых рекомендуется применять осадкообразующие реагенты совместно с полимерами.
169
В то же время обзор патентов показывает, что выбор осадкообразующих реагентов для увеличения охвата послойно-неоднородных пластов при заводнении может быть расширен, поскольку многие из перечисленных реагентов являются доступными и дешевыми, нередко являются многотоннажными отходами различных химических и нефтехимических производств. Сюда можно отнести щелочные стоки, 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 алюминия, отработанная серная кислота, обгазовая 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 коллектора. Этот способ в основном применим для карбонатных или карбонатосодержащих пород. Обычно для увеличения охвата воздействием карбонатосодержащего пласта закачивается сульфат алюминия (сернистый глинозем), являющийся побочным продуктом ряда химических производств. При этом происходит следующая реакция:
AI2(SO4)3-nH2O + СаСО3 -> А1(ОН)1.
Выпавший осадок гидроокиси алюминия закупоривает высокопроницаемые пропластки, что приводит к увеличению охвата неоднородного пласта воздействием. Закачка сульфата алюминия имеет ряд преимуществ: композиция является однокомпонентной, что упрощает закачку. Сульфат алюминия доступен, дешев, малотоксичен, коррозионно малоактивен по отношению к металлу. При применении сульфата алюминия в терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов в республике Татарстан удельная эффективность достигает 100 т/т сульфата алюминия [157].
170
Представляет интерес изучить возможность применения сульфата алюминия для увеличения нефтеотдачи при разработке нефтяных залежей республики Башкортостан, приуроченных к карбонатным коллекторам. Среднее значение проектной нефтеотдачи пластов в условиях карбонатных коллекторов иногда не превышает 10-15%, в основном, за счет низкого охвата залежей воздействием при обычном заводнении. Во-вторых, сульфат алюминия производится на Уфимском нефтеперерабатывающем заводе и имеется возможность доставлять сульфат алюминия в виде готового раствора, что упростит и удешевит широкое промышленное применение на близлежащих месторождениях.
В институте НИИнефтеотдача выполнены фильтрационные исследования на насыпных моделях карбонатной пористой среды по изучению процессов осадкообразования при закачке сульфата алюминия. В качестве моделей пористой среды в лабораторных опытах использовались дезинтегрированные керны пород Знаменского месторождения НГДУ Аксаковнефть, состоящие в основном из карбонатов. 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 проницаемости моделей пористой среды были очень высокие, по-видимому, характерные трещиноватым пластам.
После подготовки модели к эксперименту закачивали 0,5%-ный раствор сульфата алюминия в количестве 4 поровых объема и 8,5 порового объема модели пласта воды. В процессе опыта измеряли перепады давления между концами кернодержателя. Установлено, 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 восстановлению исходной проницаемости.
171
Опыты проводились и при более высоких концентрациях раствора сульфата алюминия. Так, при закачке шести поровых объемов 2%-ного раствора сульфата алюминия коэффициент проницаемости модели пласта уменьшается в десятки раз. При переходе на закачку воды после сульфата алюминия коэффициент проницаемости пористой среды увеличивается. Однако при этом исходная проницаемость не восстанавливается.
Установлено, что результаты опытов по закачке водных растворов сульфата алюминия не воспроизводятся. Г1о-видимому, это объясняется случайным и непредсказуемым характером реакции между сульфатом алюминия и карбонатами и особенностями фильтрации частиц образовавшихся осадков в пористой среде.
Результаты выполненных экспериментов показывают, что сульфат алюминия можно закачивать в карбонатные пласты без опасения «забить» породы призабойной зоны пласта. Закачка растворов сульфата алюминия небольшой концентрации, равной 2%, уменьшает проницаемость обводненной породы до десяти раз, что обеспечивает перераспределение закачиваемой воды по пропласткам, характеризующимся разной проницаемостью.
Кроме сульфата алюминия в институте НИИнефтеотдача исследована возможность использования для ограничения добычи воды некоторых других химических отходов, таких как: липюсульфонаты, кремнефтористоводородная кислота, соли железа и алюминия, сульфат натрия, карбонат и бикарбонат натрия, аммиачная вода, жидкое стекло и др.
6.2. Экспериментальное обоснование технологий увеличения нефтеотдачи на основе ОЩ-2
Отработанная щелочь ОЩ-2 представляет собой отход производства АО «СНОС» и является многотоннажным побочным продуктом производства завода «Мономер» г. Салавата. Состав ОЩ-2 меняется в зависимости от состава очищаемых газов и при промышленном использовании для увеличения нефте-
172
отдачи можно регламентировать с учетом условий ее 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/м3 1300
Содержание едкого натрия, % масс. 4.0
Содержание карбоната натрия, % масс. 5,1
pH 12
Осадкогелеобразующая способность и регулирующее действие при применении для ограничения добычи воды щелочных составов в основном связана со степенью минерализации и химическим составом пластовых и закачиваемых вод. Изменение температуры оказывает незначительное влияние на указанные свойства рассматриваемой системы.
В связи с указанными обстоятельствами исследования по подбору осадкообразующих композиций проводились с использованием вод с различной степенью минерализации, а именно: «низкой» - плотностью 1100 кг/м3; «средней»-плотностью 1157 кг/м3 и «высокой»-плотностью 1178 кг/м3. В лабораторных исследованиях использовались пластовые воды месторождений АО "Башнефть" и ОАО "Оренбургнефть".
В ходе лабораторных исследований изучались процессы осадкообразования в системах «ОЩ-2 + минерализованная пластовая вода» и «ОЩ-2 + минерализованная пластовая вода + флокулянты». Испытывались различные химические реагенты в качестве флокулянтов в процессах осадкообразования в продуктивных пластах, насыщенных остаточной нефтью. Определялись и реологические свойства композиции «флокулянт + отработанная щелочь ОЩ-2», а также фильтрационные характеристики растворов ОЩ-2 с различными флокулянтами для условий конкретных месторождений.
173
Подбор композиции для ограничения движения воды в высокопроницаемых промытых прослоях неоднородного пласта проводили по следующей методике. К растворам флокулянта и ОЩ-2 добавляли определенные объемы минерализованных вод и затем перемешивали. После перемешивания в покое визуально наблюдали за изменением объемного состояния раствора и видом гелей. Для удобства изучения гелеобразования смешение раствора композиций и минерализованной воды проводили в мерных пробирках.
Смешение в различных соотношениях ОЩ-2 и композиций на ее основе с высокоминерализованной пластовой водой позволяет моделировать влияние на гелеобразование процессов смешения в ходе фильтрации раствора композиции в пористой среде.
Как показали визуальные наблюдения, в процессе смешения композиций происходит гелеобразование. Первоначально образующиеся гели по мере старения уменьшают свой объем. В ходе эксперимента систему выдерживали до прекращения изменения вида и объема геля. Контроль за качеством геля осуществляется в течение 3 часов 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 исследования позволяет подобрать оптимальный состав композиции, уточнить концентрацию и тип флокулянта применительно к конкретным геологофизическим условиям.
При смешении композиции с высокоминерализованными пластовыми водами образуются гели, которые в покое в ряде случаев превращаются в рыхлые гелеобразные осадки. По мере выдержки (старения) объем гелей уменьшается. Возможно также превращение сплошных гелей в рыхлые гелеобразные осадки. Время старения гелей 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 композиции в минерализованной воде VOe , т.е.
174
a = (У ос I VosyiOO, где а - объемная доля геля.
(6.1)
Данный параметр позволяет прогнозировать водоизолирующее и гелеобразующее действие композиции.
Эффективность действия флокулянтов определяли по степени увеличения объема осадка при смешении раствора композиции с высокоминерализованными пластовыми водами по сравнению с контактом только с раствором ОЩ-2, используя формулу
Да — (Уфл / Vобщ)' 100, (6.2)
где Да - степень увеличения объема геля при добавлении флокулянта, %; УФЛ, Уобщ - объемы геля в присутствии флокулянта и без него соответственно.
На первом этапе экспериментальных исследований изучали процессы осадкообразования в системе «высокоминерализованные пластовые воды - растворы ОЩ-2» без добавления флокулянтов. При взаимодействии минерализованных вод и ОЩ-2 происходит образование рыхлых и мелкокристаллических осадков гидроксидов и карбонатов кальция и магния по следующим реакциям:
Mg2' + СО32‘ MgCOj I;
Са2+ + СО32‘ -> СаСОз 1;
Mg2+ + 2ОН -> Mg(OH)2 i ;
Са2+ + 2ОН = Са(ОН)2 I .
Анализ результатов экспериментов показал, что старение осадков в основном завершается за 5-6 дней. Увеличение минерализации воды способствует росту объема образующихся осадков, т.е. благоприятствует осадкообразованию. Однако в целом объем образующихся осадков, особенно с водами меньшей плотности,невелик, что указывает на необходимость поиска эффективных флокулянтов с целью усиления процессов гелеобразования и увеличения объемов осадка и геля.
Таким образом, предварительные лабораторные эксперименты показали,
175
что продукты ОЩ-2 способны при смешении с водами различной минерализации образовывать осадки. Однако объем осадков недостаточен для эффективного снижения проницаемости промытых зон пласта. В связи с этим были выполнены исследования по изучению возможности применения флокулянтов для интенсивности осадкообразования.
В качестве добавок-флокулянтов в экспериментальных исследованиях 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 перспективных реагентов-флокулянтов в системе «ОЩ-2 + высокоминерализованная пластовая вода» является жидкое стекло. При смешении композиции «ОЩ-2 + жидкое стекло» на минерализованной воде происходит образование осадков силикатов, гидроксидов и карбонатов кальция и магния по следующим известным уравнениям:
Mg2* + СО32' = MgCOj X ;
Са2* + СО32' = СаСОз 4-;
Mg2* + 2ОН = Mg(OH)2 Ф ;
Са2’ + ЗОН' = Са(ОН)3 Ф ;
Mg2* + SiO32' = MgSiO3 Ф ;
Са2* + SiOj2' = CaSiOj Ф .
Одновременное образование смеси нерастворимых солей и гидроксидов приводит к увеличению объема осадков и превращению мелкокристаллических осадков, образующихся при смешении ОЩ-2 и минерализованной воды в гели и гелеобразные осадки под воздействием жидкого стекла. При этом жидкое стекло используется в качестве флокулянта.
176
Для исследования процессов гелеобразования использовали техническое жидкое стекло с содержанием силиката натрия 21% масс, (модуль 2,2). Наблюдения за гелеобразованием в присутствии жидкого стекла проводили при трех значениях степени минерализации пластовой воды. Плотность этих вод изменялась от 1100 до 1178 кг/м: при значительном 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 неоднородного 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 нефтяные залежи, приуроченные к бобриковскому и тульскому горизонтам нижнего карбона и представленные терригенными породами. Продуктивные пласты характеризуются послойной неоднородностью, часто с гидродинамически несвязанными прослоями. Послойная неоднородность пластов подтверждается многочисленными исследованиями водонагнетательных скважин по снятию профилей приемистости.
Путем моделирования условий разработки продуктивных пластов бобри-ковского и тульского горизонтов Арланского месторождения для уточнения основных параметров технологии воздействия на неоднородные пласты на основе использования отработанной щелочи ОЩ-2 были проведены в ЦНИПРе НГДУ Арланнефть дополнительные исследования.
Лабораторные исследования показали, что отработанные щелочи могут быть использованы для ограничения движения воды в высокопроницаемых
177
промытых пластах, так как при смешении ОЩ-2 с минерализованными арлан-скими водами происходит осадкогелеобразование. С целью усиления водоизолирующего действия отработанной щелочи изучали возможность введения в ее состав различных флокулирующих добавок. В качестве флокулянтов в лабораторных опытах использовали полимеры ПАА, КМЦ-500, ВПК-402 и симусан. Результаты исследований показали, что лучшую флокулирующую способность проявляет ПАА, но в условиях Арланского месторождения образования значительных осадков не происходит, что указывает на сильную зависимость осадкообразования от состава пластовых вод.
Для получения композиций на основе ОЩ-2 были изучены составы -«отработанная щелочь и жидкое стекло». Установлено, что при смешении ар-ланской закачиваемой воды и раствора «ОЩ-2 + жидкое стекло» происходит образование темноокрашенных гелей. Причем при использовании смеси силиката и карбоната натрия происходит образование большего объема геля, чем из растворов,содержащих только один силикат натрия. Отработанная щелочь в условиях рассматриваемого месторождения оказалась эффективным гелеобразо-вателем (чем чистые реагенты).
Механизм действия флокулянта-осадителя объясняется тем, что он адсорбируется на поверхности частиц осадка с образованием рыхлых граничных слоев. Одновременно флокулянт может соосаждаться из-за смешения с высокоминерализованными водами. Фильтрационные 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 давления в 10 МПа/м, что обеспечивает в условиях реального пласта полное прекращение фильтрации воды.
Первоочередные опытные участки были выбраны в районе водонагнетательных скважин 6096, 1300 и 537 после комплексного изучения геологофизических характеристик продуктивных пластов, степени их выработки и обводненности продукции окружающих добывающих скважин. Работы по выбору
178 опытных участков выполнялись в полном соответствии с требованиями, изложенными в разделе.
Участок нагнетательной скважины 6096. Схема расположения скважин участка приводится на рис. 6.1. Он включает в себя одну водонагнетательную и 7 добывающих скважин и расположен на первом эксплуатационном участке Николо-Березовской площади. Для перфорации был выбран пласт Си, толщина которого составляет 4 м. Балансовые запасы нефти по пласту Си составляют 708298 тонн. На начало эксперимента отобрано примерно 45% начальных геологических запасов нефти. Обводненность окружающих скважин изменяется в пределах от 60 до 95 %, составляя в среднем 86 %.
Участок нагнетательной скважины 537, состоящий из одной водонагнетательной скважины и двух добывающих скважин, расположен на третьем эксплуатационном участке Арланской площади. Основные продуктивные пласты залегают на глубине от 1250 до 1290 м. Из всех терригенных продуктивных пластов выбраны для перфорации пласты Си, Civ-v, CVi , общая толщина которых составляет 18,1 м. Балансовые запасы по основному пласту Сц составляют 495549 тон. Степень извлечения балансовых запасов нефти равна примерно 40%.
Участок нагнетательной скважины 1300 расположен на Николо-Березовской площади и включает одну водонагнетательную и 5 добывающих скважин. Продуктивными пластами этого участка являются пласты С] и Си верхней пачки терригенной толщи нижнего карбона, сложенные, в основном, песчано-алевролитовыми породами. Пласт Сц имеет среднюю глубину залегания 1300 м, нефтенасыщенную 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 оптимальной технологии приготовления и закачки растворов композиции «ОЩ-2 + жидкое стекло» в
179
Рис. 6.1. Опытный участок нагнетательной скважины 6096:
1 - водонагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины
Рис. 6.2. Опытный участок нагнетательной скважины 1300:
1 - водонагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины
180 продуктивные пласты через нагнетательные скважины, работающие на выбранных опытных участках.
Как было показано выше, для условий первоочередных опытных участков оптимальной является композиция, состоящая из 5 объемных частей отработанной щелочи ОЩ-2 и 1 части жидкого стекла.
При приготовлении композиции необходимо иметь в виду, что ОЩ-2 представляет собой отработанную щелочь. В связи с этим контакт ее и композиции на ее основе с кислотами и кислыми растворами недопустим из-за возможного выделения ядовитых газов, вспенивания и разбрызгивания едких реагентов.
До залива щелочи требуется тщательная промывка пресной водой вентилей и цистерн от сточных вод.
Щелочь желательно заливать в емкость, в которой готовится композиция в день приготовления растворов, так как при хранении щелочи 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, затем определяется объем замеса, удобный для перемешивания в рабочей емкости.
Например, в емкости 46 м3 можно приготовить 42 м3 раствора. Исходя из приблизительного соотношения между щелочью и жидким стеклом, равным 5:1, находятся объемы жидкого стекла и щелочи, необходимые для получения 42 м’ композиции:
1)5 + 1 = 6 частей;
2) 42 м3 : 6 = 7 м3 жидкого стекла;
3) 42 - 7 = 35 м3 щелочи ОЩ-2, т.е. для приготовления 42 м3 гелевой композиции необходимо 7 м3 жидкого стекла и 35 м3 ОЩ-2.
181
Расчетное количество щелочи заливается в емкость, к нему добавляется жидкое стекло, и раствор перемешивается с помощью насосов в течение 20-30 мин. Потом отбирается проба с низа и верха емкости для определения равномерности распределения составляющих композиции по плотности раствора. Плотности растворов, отобранных с низа и верха емкости, должны быть практически одинаковы и не менее 1127-1130 кг/м3. При несоответствии плотности растворов этим требованиям соотношение концентрации реагентов в композиции уточняется.
Приготовление достаточно больших объемов композиции желательно организовать на специальных установках, совмещенных с кустовыми насосными станциями, что позволяет уменьшить общие затраты на эту операцию. В наших экспериментах для централизованного приготовления композиции используется стационарная установка для приготовления силикатно-щелочных растворов, совмещенная с КНС.
Готовая смесь вывозится автоцистернами к выбранным водонагнетательным скважинам.
Приготовление композиции можно осуществлять и на «устье» скважины. Технологическая схема приготовления и закачки композиции «ОЩ-2 + жидкое стекло» непосредственно на скважине представлена на рис. 6.3. Гелеобразующая композиция готовится с использованием емкости агрегата 2 в следующей последовательности. В начале 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 перемешивают насосом агрегата. На 3 м3 раствора ОЩ-2 необходимо добавить 0,6 м3 жидкого стекла. После перемешивания композиция подается или непосредственно в нагнетательную скважину, или в накопительную емкость 5 для последующей подачи в скважину. За весь период закачки в зависимости от расчетного объема компо
зиции готовится несколько замесов композиции.
182
тонны.
Рис. 6.3. Схема обвязки наземного оборудования при закачке растворов композиций "ОЩ-2 + жидкое стекло":
1 - устье скважины; 2 - цементировочный агрегат; 3 - автоцистерна с ОЩ-2; 4 - автоцистерна с жидким стеклом; 5 - накопительная емкость Экспериментальные исследования показали, что на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта необходимо закачать не менее 10 м3 гелевой композиции.
Учитывая, что в результате взаимодействия композиции с высокоминерализованными пластовыми и закачиваемыми водами образуются осадки и стойкие гелевые структуры, для предупреждения осадкообразования в скважине необходимо создание оторочек пресной воды до и после закачки гелеобразующей композиции.
В табл. 62 приведены основные данные по закачке гелеобразующей композиции на основе ОЩ-2 с добавкой жидкого стекла.
Первая закачка гелевой композиции произведена в скв. 1300 и 6096. Удельный расход гелеобразующего состава на 1 м толщины пласта составил 24
Таблица 6,2
СВЕДЕНИЯ
по закачке гелеобразующей композиции на основе жидкого стекла и отработанной щелочи
ЛО «Каустик» в нагнет, скважинах НГДУ Арланнефть в 1994-1995 гг.
Номер СКВ. Интервал перфорации, м Толщина пласта, м Приемистость, м3/сут. Дата закачки Объем закачки, м3 Удельный расход геле-обр. состава, м3/м Расход реагентов, т
пресн. воды раствор геле-обр. пр.воды, сточн. воды жидкое стекло отраб. щелочь (ОЩ-2)
6096 Сц, 1280,0-1284,8 4,0 200 29-30.09.94 15 61 15/60 15,3 13,0 59
537 Сц, 1254,0-1260,0 6,0 650 12-13.10.94 14 138 18/57 7,6 29,0 136
Civ-vi, 1267,2-1271,7 4,5
Cvi, 1281,2-1284,0 2,8
Cvi, 1285,2-1290,0 4.8
1300 С„, 1270,2-1271,8 10,4 1100 19-20.07.95 27 252 13/251 24,2 55,0 136
Си, 1276,4-1280,0
Сц, 1280,4-1281,2
Си, 1284,4-1288,4
184
За 1994-1995 гг. было закачено 453 т химических реагентов, в том числе: 97 т жидкого стекла и 356 т отработанной щелочи.
Анализ результатов наблюдений за работой как водонагнетательных, так и добывающих скважин, а также гидродинамических исследований подтверждает эффективность данного метода воздействия. Приемистость водонагнетательных скважин 1300 и 6096 после обработки 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 композиции на основе ОЩ-2 и жидкого стекла
Для оценки технологической эффективности закачки в неоднородные 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 показано 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 исследований водонагнетательных скв. 1300, 6096 и 337 методом «кривых падения давления» (КПД). Как видно из данных таблицы, отмечается ухудшение основных гидродинамических характеристик пласта 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, оказавшихся под влиянием нагнетательных скважин опытных участков. Произошло перераспределение фильтрационных потоков за счет увеличения охвата воздействием интервалов пласта, ранее не охваченных процессами вытеснения нефти. Наблюдается
185
Таблица 6.3
Результаты исследований нагнетательных скважин методом КПД
Номер скважины Приемистость до закачки композиции, м /сут Параметры пласта до и после закачки композиций Примечание
гидропроводность, мкм2-м мПа-с коэффициент проницаемости, мкм2 коэффициент пъезо-проводно-сти, м2/с
6096 200 0,12 0,03 0,15 после эксп.
537 1110 0,55 0,03 0,15 до эксп.
1300 1435 1305 937 819 1078 1038 1,54 1,17 1,36 1,09 1,29 1,14 0,15 0,11 0,13 0,10 0,12 0,11 0,75 0,56 0,65 0,52 0,60 0,55 после перв. закачки после втор.зак. после зак. ОЩ-2
Таблица 6. 4
Успешность применения способа ограничения движения воды на основе использования композиции «ОЩ-2 + жидкое стекло»
на Арланском месторождении
Номер очага воздействия Количество реагирующих скважин Успешность по обработке, дол.ед. Успешность по снижению обводненности жидкости
число скважин успеш- . ность, дол.ед.
1300 (1994) 5 1,0 3 0,60
1300 (1995) 5 1,0 4 0,80
6096' 7 1,0 7 1,00
186 выравнивание профилей приемистости скважин в результате ограничения движения воды по высокопроницаемым промытым пропласткам.
Установлено также, что повторное воздействие на пласт гелеобразующими составами способствует продлению положительного эффекта, выразившегося в увеличении добычи нефти и ограничении добычи попутной воды.
Дополнительная добыча нефти и уменьшение объема добычи попутной воды определялись в соответствии с методическим руководством /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 рассматриваемой технологии составляет 5, 07 т/т. Следует отметить, что к моменту предварительных расчетов эффект еще продолжался.
187
7. ПРОМЫСЛОВЫЕ ЭКСПЕРИМЕНТЫ ПО ПРИМЕНЕНИЮ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ СОСТАВОВ НА ОСНОВЕ
АЛЮМОСИЛИКАТОВ (НЕФЕЛИН) ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
7.1. Сущность метода н механизм вытеснения нефти из неоднородного пласта
На примере экспериментального применения в условиях Арланского месторождения гслсобразуюших растворов на основе жидкого стекла и соляной кислоты в разделе 5 была показана возможность ограничения движения воды в высокопроницаемых прослоях неоднородного пласта и увеличения охвата воздействием низкопроницаемых пропластов. Это позволяет увеличить нефтеотдачу пластов и ограничить добычу попутной воды. Таким образом, применение гслсобразующих растворов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений имеет большую перспективу. В качестве гелеобразующих реагентов могут быть использованы различные химические продукты, часто являющиеся f
полупродуктами или отходами химических производств. В связи с этим возникает задача выбора более дешевых и доступных химических продуктов для приготовления гелеобразующих композиций, эффективно «работающих» в различных геолого-физических и технологических условиях добычи нефти.
В институте НИИНефтеотдача группой сотрудников под руководством проф. Р.Н.Фахретдинова изучена возможность применения для составления гелеобразующих композиций нефелинового концентрата, называемого для краткости «нефелином».
Было установлено [6, 22, 54, 55, 57, 85, 86 и др.], что минеральные кислоты и нефелин, представляющий собой алюмосиликат натрия и калия структуры Na(K)AlSiO4, в определенных условиях формирует гелеобразующие композиции с различной вязкостью и временем гелеобразования. Гелеобразующая композиция - это прозрачный, слегка желтоватый раствор исходной вязкостью 1,6-2,5 мПа с, который превращается в гелеобразную массу вязкостью до
188
20-200 мПа с. Время застывания геля составляло 5-25 ч и более в зависимости от состава композиции.
Основным преимуществом нефелина является дешевизна, наличие достаточно больших ресурсов для крупномасштабного применения в сочетании с возможностью управления процессами гелеобразования в пористой среде.
По внешнему виду нефелин представляет собой серый порошок. В состав концентрата входят [86]: А12Оз - 28%; SiO2 - 42,8%; Na2O - 12,1%; CaO - 2,3% и K.2O - 7,5%.
Гелеобразующие композиции получают путем растворения при перемешивании нефелина в растворе соляной кислоты, приготовленной на пресной или минерализованной попутной пластовой воде.
Способность к гелеобразованию определяется содержанием оксидов кремния и алюминия, которые при растворении в соляной кислоте образуют гелеобразующие композиции, способные взаимно коагулироваться, образуя гели, состоящие из аморфных положительно заряженных оксидов алюминия и отрицательно заряженных поликремниевых кислот, расположенных в определенных соотношениях.
При контакте нефелина с соляной кислотой происходит взаимодействие, описываемое уравнением [86]
(NaK)2OAlO32SiO2 + 8НС1 + пН2О = 2NaCl + 2КС1 +
+ 2А1С13 2Н2О + 2SiO2 (п-20) Н2О. (7.1)
При этом образуются гидрогели кремнезема и алюминия, а также хлориды К, Na, Al. В процессе участвуют соли Са, Mg, присутствующие в нефелиновом концентрате и в воде.
Процесс растворения нефелина в соляной кислоте происходит в избытке кислоты с образованием монокремниевой кислоты и гидроксида алюминия, хлоридов натрия и калия. Процесс идет при комнатной температуре с выделением некоторого количества тепла.
Последующее образование геля происходит путем агрегации с образованием в зоне областей трехмерных полимерных сеток. Такие области микрогеля продолжают увеличиваться, потребляя кремнезем из золя до тех пор, пока т вердый микрогель не займет примерно половину всего объема. При этом вязкость становится очень большойщ золь достигает «точки геля». Максимальная по времени устойчивость золей с наиболее продолжительным периодом гелеобразования наблюдается при рН=1,5-3.
При взаимодействии нефелина и соляной кислоты происходит образование коллоидных частиц кремнезема и гидроокиси алюминия по схеме н‘сг
NajO K^O A^Oj SSiOz------ {[ SiO2]m nSiO3 + 2(n-x) H+}2k +
H+OH
2xH”+ {[Al(OH)3|mnAl3+ +3(п-х)СГ}3х+ + ЗхСГ + Na+ + К+ . (7.2)
Схема строения мицелл кремнезема и гидроокиси алюминия изображена на рис. 7.1 [86]. Коллоидная частица, называемая мицеллой, состоит из трех основных частей: ядра, адсорбционного слоя и диффузионного слоя. .Ядро мицеллы кремнезема представляет собой кристаллик, состоящий из некоторого числа m молекул SiOj- Ядро мицеллы гидроокиси алюминия состоит из m молекул А1(ОН)3. 11а поверхности ядра мицеллы адсорбируются из раствора преимущественно те ионы, которые входят в кристаллическую решетку вещества, образующего ядро, и в растворе содержатся в избытке. Па поверхности ядра мицеллы кремнезема адсорбируются ионы SiO3 , а на ядре мицеллы гидроокиси алюминия ионы А13 . Эти ионы сообщают поверхности ядра определенный заряд и являются потенциалобразующими. Наряду с потенциалобразующими ионами в адсорбционный слой мицеллы попадают молекулы растворителя или других веществ, присутствующих в растворе, и некоторое количество соответствующих противоионов. Остальная часть противоионов располагается в диффузионном слое. В адсорбционном слое мицеллы кремнезема находятся катио-
190
ны Н+, в диффузионном слое находятся катионы ГГ, К+, Na’, Са , Mg . В адсорбционный слой мицеллы гидроокиси алюминия входят анионы СГ, а в диф-• - 4- 3-
фузионный слой - анионы: СГ, ОН , SO , СО и др.
Рис. 7.1. Схема строения мицелл кремнезема (а) и гидроокиси алюминия (б) [86]
Ксерогель фракции из 100 молекул SiO2 и АВОз 76 составляет S1O2 и 24
А12О3.
Положительно заряженный золь гидроокиси алюминия и отрицательно заряженный золь кремнезема взаимно коагулируют. При концентрации более 1% первичные частицы конденсируются вместе, образуя очень открытую, но вместе с тем непрерывную, распространяющуюся по всей среде структуру. Конденсация происходит с образованием связей Si-0-Si. Затем разветвленные цепочки соединяются в сетки, распространяющиеся в конце концов на всю жидкую среду. Среда захватывается сеткой как губкой, т.е. полностью иммобилизируется, благодаря чему система теряет текучесть и переходит в гель.
191
7.2. Экспериментальные исследования по обоснованию оптимальных параметров технологий
Для выбора оптимальных технологий применения различных гелеобразующих композиций на основе нефелина в различных геолого-физических и технологических условиях разработки нефтяных месторождений в институте НИИнефтеотдача под руководством проф. Р.Н. Фахретдинова выполнен комплекс экспериментальных исследований по изучению:
1) факторов, влияющих на время гелеобразования;
2) с табильности гелей в различных условиях;
3) влияния компонентов (порода, нефть, вода) и параметров пластовой системы на процесс гелеобразования;
4) возможности повторного использования остатков нефелина после первичного воздействия соляной кислоты;
5) возможности разработки экспресс-метода определения концентрации нефелина в гелеобразующем составе, пригодного для применения в промысловых условиях.
Кроме того, лабораторные исследования были направлены на разработку оптимальных составов гелеобразующих композиций с учетом реальных геолого-физических и технологических условий их применения.
Как было показано выше, для получения гелей в промысловых условиях используется нефелиновый концентрат в водных растворах 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 соляной кислотой растворяется неполностью, образуется осадок. В связи с этим в опытах необходимо определение нерастворимых компонентов в нефелине. Такой анализ можно осуществить по известному в химии методу. Для этой цели раствор гелеобразующей композиции фильтруют через складчатый фильтр, доведенный до постоянной массы высушиванием в термостатированном сушильном шкафу при температуре 80°С с последующим охлаждением
192
в эксикаторе, содержащем сухой хлористый кальций. Затем остаток на фильтре промывают 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 концентрата содержит пыль и мелкие частицы исходного реагента, в котором, очевидно, изменились соотношения исходных компонентов.
Расчет количества нерастворимых в соляной кислоте компонентов нефелина Go производят по формуле
G0 = (G1-G1) 100/Gh, (7.3)
где Gj - масса фильтра с остатком; G2 - масса высушенного до постоянной массы фильтра; GH - масса навески нефелина, взятого в опыт.
При осуществлении процесса гелеобразования в лабораторных условиях были получены стабильные гели с регулируемым временем гелеобразования от 3 до 24 часов в зависимости от концентрации исходных компонентов. На процесс растворения нефелина в растворе соляной кислоты оказывает существенное влияние продолжительность перемешивания композиции. Растворимость нефелина в водных растворах соляной кислоты оценивалась количеством оставшегося осадка в растворе в зависимости от времени перемешивания.
Изучено влияние времени перемешивания на процесс растворения нефелина в растворе соляной кислоты в интервале концентраций 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 практически не приводит к уменьшению массы остатка. В табл. 7.1 приведены результаты определения нерастворимых компонентов в зависимости от концентрации исходных компонентов.
193
Таблица 7.1
Растворение нефелина в растворе соляной кислоты
Концентрация нефелина, масс.% Концентрация НС1, масс.% Время перемешивания, ч Доля нерастворимых в НС1 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
Нерастворимый в кислоте осадок представляет собой мелкодисперсные частицы исходных компонентов.
Контроль за процессами растворения велся также с помощью колориметрического метода определения растворимой мономерной формы кремниевой кислоты ЩЗЮд. При рН=1-8 кремниевая кислота переходит в полимерную форму, которая образует коллоидный раствор. Для разрушения поликремние-вой кислоты до .мономерной в восстановитель в соответствии с методикой анализа добавляли серную кислоту, при этом pH раствора становится равной ОДНО. Изучено распределение кремния в растворе и нерастворимом осадке при получении гелеобразующей композиции (табл.7.2). В таблице количество кремния приведено в расчете па 100 г смеси нефелина в 7%-ном водном растворе НО с учетом нерастворившегося осадка.
Как видно из данных табл. 7.2, при увеличении концентрации нефелина до 10% масс, наблюдается пропорциональное увеличение общего количества кремния в растворе. Зависимость количества кремния в растворе от концентрации нефелина для рассматриваемого случая приведена в виде графика (кривая 2, рис.7.3). При этом в раствор переходит 51-53% кремния. При концентрации нефелина в композиции более 10% масс, содержание кремния в растворе стабилизируется и не зависит от концентрации нефелина. Таким образом, в геле-
194
Количество оставшегося осадка
I__________________|_________________I__________________L.
15 30 -45 60
ВРЕМЯ ПЕРЕМЕШИВАНИЯ, МИН
Рис. 7.2. Влияние времени перемешивания на процесс растворения нефелина в растворе НС1 (концентрация нефелина - 8 % масс.; НС1 - 9 % масс.)
195
Рис. 7.3. Зависимость содержания кремния в поликремниевой кислоте от концентрации нефелина в гелеобразующем составе:
1 - через 2 часа; 2 - через б часов; 3 - 24 часа
196 образующей композиции, рекомендованной для исследований, оптимальное массовое содержание нефелина изменяется в пределах 3-10% масс.
Таблица 7.2
Распределение кремния в гелеобразующей композиции на основе нефелина и нерас творившемся осадке после реакции (вода пластовая Красноярского месторождения ОАО «Оренбургнефть» плотностью 1070 кг/м3)
Концентрация нефелина в композиции, масс.% Количество кремния в растворе 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 1,11 1,89
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 температурами, типом коллектора, составом и минерализацией пластовой и закачиваемой вод.
Время гелеобразования зависит от ряда факторов, таких как:
1) концентрация компонентов в гелеобразующей 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 время гелеобразования выполнены с использованием нефелинового концентрата, содержащего 3-10 % масс, нефелина. Концентрация соляной кислоты в закачиваемой
197 в пласт воде Красноярского месторождения изменялась в пределах 6-9 % масс. Опыты проводились при температурах 20 и 45 °C.
Лабораторные опыты показали, что время гелеобразования легко регулируется путем изменения состава и концентрации компонентов гелеобразующего раствора (рис. 7.4).
Для определения вязкости гелеобразующих композиций можно пользоваться капиллярным вискозиметром ВПЖ-1. Динамическая вязкость композиции, содержащей 8% нефелина,равна при 25°С 1,7 мПа с, при 85°С-С,86 мПа с. В дальнейшем по истечении 10-12 часов вязкость композиции сильно возрастает и ее значение с помощью капиллярного вискозиметра определить не представляется возможным. При высоких значениях динамической вязкости необходимо использовать ротационные вискозиметры.
Плотность гелеобразующего раствора определяют пикнометрическим методом. На аналитических весах взвешивают пустой пикнометр, затем в пикнометр наливают до метки дистиллированную воду и вновь взвешивают. В высушенный и взвешенный вновь пикнометр с помощью пипетки приливают, через 2 часа после приготовления, отфильтрованный гелеобразующий раствор, доводят объем раствора до метки и снова взвешивают при той же температуре.
Относительную плотность гелеобразующего раствора рассчитывают по формуле
Р = (grg) / (gi-g), (7.4)
где gi - масса пикнометра с исследуемой жидкостью; gj - масса пикнометра с дистиллированной водой; g - масса пустого пикнометра; р - относительная плотность исследуемого раствора по дистиллированной воде при той же температуре.
Исследовано также влияние содержания карбонатов в породе-коллекторе на устойчивость исследуемых композиций. Установлено, что при содержании карбонатов свыше 1% наблюдается некоторое увеличение вязкости исходного гелевого состава, возрастание времени гелеобразования от 3 до 10 суток. При
198
Время геа806Разо8Ания,
Рис. 7.4. Зависимость времени гелеобразования от концентрации нефелина (концентрация НС1 - 10 % масс.)
199 увеличении содержания карбонатов более 2% наблюдается реакция взаимодействия монокремниевой кислоты, содержащейся в нефелине, и карбонатов щелочных и щелочно-земельных металлов с образованием соответствующих солей кремниевой кислоты. О наличии данного взаимодействия свидетельствует изменение кислотности системы, которая уменьшается до 2 и выше. Прозрачный раствор композиции превращается в осадкообразующую 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 использовались как высокопроницаемые насыпные модели, так и единичные образцы пород со средней проницаемостью. Характеристики моделей пористой среды приведены в табл. 7.3.
Таблица 7.3.
Характеристики моделей пласта
Тип модели Коэффициент проницаемости по аоз-2 духу, мкм Поровый _ 3 объем,см Длина, см Диаметр, см
Естествен.керн 0,234 4,88 4,63 2,87
Насыпные моде- ли 8,110 54,0 40,00 2,00
Прочность полученных гелей оценивалась значением предельного градиента давления, ниже которого фильтрация воды через блокированные пористые среды отсутствует.
В опытах по фильтрации модели пористых сред насыщались гелеобразующей композицией путем прокачивания через модель пласта 2,5-3 поровых объемов раствора до полного вытеснения воды из пористой среды. 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
200
пресную воду при определенных давлениях и выдерживали под этим перепа
дом давления не менее 1 часа. Результаты экспериментов приведены в
табл. 7.4.
Таблица 7.4
Результаты фильтрационных исследований
Тип модели Давление на Градиент дав- Результаты
пласта входе модели, ления, МПа/м
МПа
Насыпная мо- 0,5 1,25 Фильтрация отсут-
дель 1,0 3,50 ствует
2,0 5,00 -«-
3,2 8,00
Естественный 0,1 2,10 Фильтрация отсут-
керн 0,4 3,48 ствует
0,6 12,00
0,8 17,30 -«-
0,9 19,40
1,0 21,6 -«-
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 пористой среде.
7_3. Способы и технические средства для приготовления и закачки в пласт гелеобразующей композиции
Исходными реагентами для получения гелеобразующей композиции являются нефелиновый концентрат (ТУ 113-12-54-89), техническая соляная кислота (ГОСТ 3118-77) и вода пресная или закачиваемая в системе ГГПД.
Технологическая и экономическая эффективность применения гелеобразующих композиций на основе нефелина и соляной кислоты зависит от объема закачиваемого раствора на единицу толщины пласта. Увеличение объемов закачки связано с удорожанием обработки скважин, а уменьшение может не дать
201
желаемых результатов. Следует предположить, что существует некоторое оптимальное значение удельных объемов закачки гелеобразующих растворов как для нагнетательных, так и для добывающих скважин. Поэтому одной из важнейших задач промысловых экспериментов является оценка оптимальных объемов закачки гелеобразующих растворов в различных геолого-физических и технологических условиях.
В связи с этим на первоочередных объектах объем рабочих растворов определенных концентраций предварительно устанавливается из расчета 5-10 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта и уточняется исходя из заданного радиуса распространения образуемой оторочки в пласте. Приготовление раствора композиции производится 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 наших экспериментах использовались следующие передвижные агрегаты и технические средства',
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 концентрации соляной кислоты, необходимой для получения гелеобразующей системы.
Раствор соляной кислоты набирается в емкость 4 агрегатом ЦА-320 и с его помощью подается одновременно с нефелином, поступающим с цементировочного агрегата 7, в смеситель 5, представляющий собой эжектор для при-
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
202
203
готовления цементных растворов. Агрегат ЦА-320 перемешивает раствор в емкости. Из смесителя водокислотно-нефелиновая система поступает в емкость 3, где происходит взаимодействие между нефелином и кислотой, в результате чего получается гелеобразующая композиция. Необходимое время взаимодействия нефелина и раствора соляной кислоты составляет 50-60 мин. В процессе взаимодействия реагентов должно производиться перемешивание раствора путем циркуляции его в емкости 3 с помощью агрегата. Готовый раствор закачивается в скважину с помощью агрегата ЦА-320 при постоянном контроле за давлением нагнетания.
Перед закачкой гелеобразующей композиции скважина проверяется на герметичность опрессовкой, производится промывка закачиваемой водой для удаления грязи из ствола скважины. Производится обвязка наземного оборудования, опрессовка его на полуторократное ожидаемое рабочее давление.
После закачивания запланированного объема гелеобразующего раствора в скважину и продавливания его в пласт на заданную глубину водой устье нагнетательной скважины перекрывается, скважина останавливается на время, необходимое для гелеобразования в пластовых условиях. Через трое суток скважина переводится под закачку с помощью агрегата ЦА-320, посредством чего обеспечивается постепенный переход на установившийся режим работы скважины. После выхода скважины на установившийся режим она переводится под закачку от КНС.
В процессе приготовления и закачивания гелеобразующего раствора возникает необходимость контроля за концентрацией кремния в растворе. В связи с этим в институте НИИНефтеотдача был разработан способ определения концентрации кремния в водном растворе соляной кислоты, основанный на использовании калибровочного графика «концентрация SiOj - оптическая плотность раствора». Для решения этой задачи предложен и использован колориметрический метод определения кремния и кремниевой кислоты в гелевой системе. Основным преимуществом колориметрического метода определения по
204
сравнению с более известными весовыми и объемными методами является точность определения исходных реагентов, быстрота и отсутствие влияния фторидов на результаты.
Для построения калибровочного графика необходимо выполнить следующие рабочие операции:
1) сплавить 5 мл оксида кремния с 1 г карбоната натрия в платиновом тигле при температуре 85-90°С в течение 10 мин, далее перевести 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 аликвотные части, а измерения оптической плотности проводят 3-4 раза и за окончательный результат берут их среднее значение.
По полученным данным строят калибровочный график, откладывая на оси абсцисс - содержание кремния, на оси ординат - оптическую плотность раствора.
Содержание кремния в анализируемой пробе G„ определяют по калибровочному графику по формуле
a-VMK100
GK =------------ %, (7.5)
g VaJ1HK
где a - масса кремния, найденного по графику, мкг; VMK - объем мерной колбы
3 W г
для растворения навески, см ; g - масса навески, мкг; VajlUK - объем аликвоты
з для приготовления комплекса, см .
При закачке гелеобразующих композиций в водонагнетательные скважины возможны осложнения в связи со значительным уменьшением приемистости. В таких случаях для восстановления приемистости следует закачать слабый раствор соляной кислоты или слабощелочной раствор дистиллерной жид-
205
кости для промывки скважины от остатков гелеобразующей композиции. Для растворения композиции 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 кремниевой кислоты -обычное жидкое стекло. В этом случае получается более подвижная форма той же кремниевой кислоты. Если эти мероприятия не дают эффекта, то может быть применен бифторид аммония. Этот реагент при контакте с гелем поликремниевых кислот дает прозрачный раствор, содержащий фтористый кремний. В результате данной обработки может быть полностью разрушен гель во всем объеме, т.к. образуется новое водорастворимое соединение. Для обработки требуется незначительная концентрация реагента. Таким образом, для восстановления приемистости скважины возможны следующие операции:
I) очистка забоя от остатков композиции методом обратной промывки водой с применением кислотных ванн 10%-ным раствором соляной кислоты с последующей двухкратной декомпрессией;
2) последовательное нагнетание закачиваемой воды до полного заполнения затрубного пространства и 4-5 м3 0,2-0,5% масс, раствора каустической соды (гидроокиси натрия). Выдержка на реагирование в течение 15-20 мин. Последующее вытеснение закачиваемой водой.
Эти способы были опробованы сотрудниками института НИИНефтеот-дача при проведении промысловых экспериментов на Уршакском месторождении и получены удовлетворительные результаты.
7.4. Промысловый эксперимент на месторождениях
ОАО "Оренбургнефть”
Для проведения промыслового эксперимнта по испытанию технологии вытеснения остаточной нефти и ограничения добычи воды на основе использования нефелина и соляной кислоты на Красноярском месторождении были вы-
206
браны три опытных участка, представленных нагнетательными скважинами
224, 171, 173 и окружающими добывающими скважинами первого ряда.
В очаговую скв. 224 производилась закачка промысловой сточной воды в пласт Бз бобриковского горизонта и в пласт В] турнейского яруса при давлении на устье 8 МПа. Суммарная приемистость скважины перед экспериментом составляла 144 м3/сут.
Закачка гелеобразуюшей композиции в скв. 224 осуществлялась с 10.08.92 г. по 30.08.92 г. В четыре этапа закачано 50м3 гелеобразующего раствора, который был продавлен в пласт технической водой объемом 40 м3. По завершении технологического процесса скважина была остановлена на ожидание гелеобразования и пущена под закачку воды.
До закачки гелеобразующей композиции были сняты профили приемистости, по которым установлено, что воду принимали интервалы 1626-1630 (пласт Бт)и 1658-1660 м (пласт В,).
После закачки гелеобразующей композиции, при закачке воды цементировочным агрегатом, при давлении нагнетания 8 МПа снятие профиля приемистости показало, что поступление воды происходит в интервалы 1624-1631 м (пласт Бг), 1640-1651 м и 1654-1655 м (пласт Bi). Суммарная приемистость скважины оставалась прежней. Гелеобразующая композиция при закачке поступает, в первую очередь, в наиболее проницаемые прослои, увеличивая в них фильтрационные 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 очистки забоя скважины и воздействия кислоты, содержащейся в закаченной композиции.
Эффективность закачки гелеобразующей композиции определялась по реакции окружающих добывающих скважин: 153, 217, 219, 221, 222 и 292. При
207 оценке технологической эффективности процесса были проанализированы режимы работы ближайших нагнетательных скважин в период наблюдений.
В качестве показателей реакции добывающих скважин на обработку гелеобразующей композицией приняты изменения обводненности продукции, дебита скважины по нефти и жидкости.
Дополнительная добыча нефти за счет закачки нефелиново-кислотного раствора в нагнетательную скважину определялась по добывающим скважинам как разница между текущим дебитом по нефти и базовым дебитом по нефти, помноженная на отработанные дни. В качестве базового дебита принимался средний дебит скважины за период, предшествующий обработке нагнетательной скважины (обычно 6 месяцев). Технологическая эффективность рассчитывалась до момента, когда обводненность добываемой из скважины продукции восстанавливалась до исходной величины на начало обработки.
Окружающие добывающие скважины по разному реагировали на закачку гелеобразующей композиции. Наиболее интересны показатели работы скв. № 153 и 226. Скважины оборудованы УЭЦН и эксплуатируют продуктивный пласт В] турнейского яруса и расположены в первом ряду от скв. № 224 в 450 м от нее. Реакция скважин отмечена через 3 месяца после закачки геля в скв. 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/сутки. Результаты расчетов по приведенному выше способу показали, что количество дополнительной добычи нефти за 1992-1995 гг. составило 11910 т, в том числе: за 1992 г. - 440 т, за 1993 г. - 4850 т, за 1994 г. 5450 т и за 7 месяцев 1995 г. - 1170 т. К моменту определения дополнительно добытой нефти эффективность продолжалась, текущая обводненность добываемой продукции составляла 71,2 %, т.е. на 16,8 % ниже исходной обводненности.
Нагнетательная скважина № 171. Через скважину закачивалась минерализованная сточная вода в пласты и Bi в интервалы соответственно 1697-1706 и 1712-1724 м. Работы по закачке гелеобразующей композиции проводи-
208
лись в период с 14.03-31.03.1993 г. До закачки нефелиново-кислотного раствора приемистость скважины при устьевом давлении, равном 6 МПа, составляла 250 м3/сут., а после обработки она уменьшилась до 150 м3/сут. при устьевом давлении, равном 7 МПа.
Эффективность закачки гелеобразующей композиции в нагнетательную скважину оценивалась по реакции окружающих добывающих скважин 165, 166, 169, 170, 172 и 173.
Представляет интерес реакция добывающей скв. 172, расположенной в 550 м от нагнетательной и эксплуатирующей совместно пласты Б2 и В]. По пласту В) отмечается положительная реакция на обработку гелеобразующим составом в скв. 171. Обводненность добываемой продукции снизилась с 98,3 до 92,2 %, увеличился дебит по нефти с 1,7 до 7,8 т/сут., при практически неизменном отборе жидкости из скважины, равном 100-105 т/сут. Расчетная дополнительная добыча нефти за 1993-1995 г г. составила 4040 т.
Добывающая скважина 173 расположена в 925 м от нагнетательной и эксплуатирует совместно пласты Б2 и В]. Установлена реакция по обоим пластам. По пласту В, обводненность сразу же после обработки скв. 171 уменьшилась с 85,2 до 82,9 %, а по пласту Брс 80,2 до 66,9 %. Указанная обводненность сохранилась в течение длительного времени.
Дополнительная добыча нефти по пласту Б2 составила 410 т, а по пласту В| - 1680 т.
Гелеобразующая композиция на основе нефелина и соляной кислоты может быть использована для обработки и добывающих скважин с целью ограничения добычи попутной воды.
В период с 29.08.93 г. по 06.09.93 г. проведены работы по закачке гелеобразующей композиции в добывающую скважину 310 на Соврушинском месторождении. Скважина, оборудованная УЭЦН, эксплуатирует продуктивный
209
пласт бобриковского горизонта и пласт Bi турнейского яруса. Основной приток жидкости в скважину обеспечивал пласт Bj.
Закачка нефелиново-кислотного раствора была осуществлена в 4 этапа. После промывки скважины закачали 50 м3 композиции и продавили в пласт 40 м3 воды, после чего на 80 часов оставили скважину для гелеобразования. Приемистость скважины при закачке гелеобразующей композиции составляла 160 м3/суг.
После пуска в работу скв. 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 попутной воды сохранился на прежнем уровне.
Следовательно, обработка гелеобразующей композицией обеспечила ограничение водопритока в скважину, что позволило уменьшить в три раза добычу воды.
Поаналогичней технологии в период с 01.07.94 г. по 10.07.94 г. произведена закачка гелеобразующей композиции в скв. 374 на Ново-Кудринском месторождении. Скважина с помощью УЭЦН эксплуатирует пласт Bj турнейского яруса. Приемистость скважины по воде составляла 240 м3/сут. при устьевом давлении 1,5-3,0 МПа.
Закачка в 4 этапа 60 м3 нефелиново-кислотного раствора производилась с помощью цементировочного агрегата. После закачки 40 м продавочной воды и простоя в течение 3 суток на гелеобразование скважину пустили в работу.
Скважина среагировала уменьшением обводненности с 93,8 до 68% и затем после некоторого времени стабилизировалась на уровне 86%. Произошло увеличение дебита по нефти с 5 до 8 т/сут. и уменьшение дебита жидкости с 80 до 52 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила 1480 т.
Таким образом, на первом этапе применение на рассматриваемых месторождениях ОАО "Оренбургнефть" гелеобразующих составов на основе нефе
210
лина и соляной кислоты в целом показало удовлетворительные результаты. Развитие этих работ на месторождении требует системного подхода к решению задач по выбору опытных участков и скважин, параметров гелеобразующих составов и объемов закачки с учетом геолого-физических и технологических условий разработки.
1.5. Промысловый эксперимент на Арлаиском месторождении АНК «Башнефть»
Опытно-промышленные испытания гелевой композиции на основе нефелина были начаты в НГДУ Арланнефть в 1993 году. Эксперименты были организованы на пяти очагах воздействия, включающих в себя 5 водонагнетательных и 25 добывающих скважин. Один из этих очагов (скв. 1300) расположен на Николо-Березовской площади (рис. 7.6) и 4 (скв. Хе 6698, 6818, 6822 и 6788) -на Вятской площади (рис. 7.7).
Продуктивными пластами опытных очагов воздействия являются пласты верхней пачки терригенной толщи нижнего карбона, имеющие послойную неоднородность и сложенные, в основном, песчано-алевролитовыми породами. В скважину 1300 Николо-Березовской площади закачка гелеобразующей композиции велась по пласту С„; по скважинам № 6698, 6818, 6822, 6788 Вятской площади - по пласту Сщ.
Продуктивный пласт См на Николо-Березовской площади имеет среднюю глубину залегания 1300 м, нефтенасыщенную толщину 6 м, характеризуется пористостью, равной 19,3 %, проницаемостью - 0,4 мкм2. Пласт Сщ на Вятской площади имеет среднюю глубину залегания 1400 м, нефтенасыщенную толщину -5 м, пористость - 20,5 %, проницаемость - 0,23 мкм2.
Очаг скв. 1300 состоит из одной нагнетательной скважины и пяти добывающих скважин № 1289, 1292, 1299, 1330 и 1346. Нагнетательная скважина в начале эксплуатировалась как добывающая, отобрано 354 т безводной нефти. Скважина переведена под нагнетание сточной воды в декабре 1986 г. До закач-
211
ки геля в скважину закачено 6367 тыс. м3 воды. Среднесуточная приемистость составляла 1400 м3/сут при давлении закачки 12,5 МПа.
Минимальная обводненность добываемой жидкости по скважинам очага «
составляла 95,4 % (скв. 1330), а максимальная - 99,4 % (скв. 1289).
• 13J
Рис. 7.6. Схема размещения скважин на опытном участке "скв. 1300":
1 и 2 - соответственно водонагнетательные и добывающие скважины
Очаг скв. 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 г. До этого эксплуатировалась как добывающая, извлечено 31779 т нефти и 71952 т воды. Обводненность добываемой жидкости в момент перевода под нагнетание воды составляла 93%.
До обработки гелевой композицией в скв. 6698 закачано 1267 тыс. м’ воды. Среднесуточная приемистость скв. 6698 составляла 800 м3/сут при давлении нагнетания 10 МПа.
212
В окружающих добывающих скважинах вскрыты пласты Сп, СщСк терригенной толщи нижнего карбона. Обводненность добываемой жидкости по окружающим реагирующим скважинам изменяется от 86,9 до 94,9 %.
Очаг скв. 6818 включает в себя одну нагнетательную и пять добывающих скважин № 6800, 6801, 6802, 6819 и 6820. Нагнетательная скважина 6818, вначале работавшая как добывающая, пущена под закачку в 1976 г. Из скважины отобрано 768 т нефти. Среднесуточная приемистость перед закачкой гелевой композиции составляла 200 м3/сут при давлении закачки 9,6 МПа.
В добывающих скважинах очага воздействия вскрытые продуктивные пласты нижнего карбона представлены терригенными породами Сь Си Сщ Civ и Cvo-
Очаг скв. 6822 состоит из одной водонагнетательной скважины и пяти добывающих скважин № 6429, 6804, 6805, 6821 и 6823. Нагнетательная скважина 6822 с 1976 г. по IX. 1985 г. работала как добывающая. За это время добыто 24467 т нефти и 88737 т воды. Скважина освоена под нагнетание 30.09.85 г. при обводненности добываемой 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 Сь Сщ C|V и Су нижнего карбона. Обводненность добываемой жидкости по реагирующим скважинам изменялась от 39 (скв. 6821) до 98 % (скв. 6429).
Очаг скв. 6788 состоит из одной водонагнетательной и пяти добывающих скважин № 6, 6766, 6767, 6768 6787. Нагнетательная скважина 6788 в течение короткого времени, с V.1976 г. по X. 1976 г., работала как добывающая и отобрано 2715 т нефти. Пущена под закачку воды в декабре 1976 г. До обработки гелем в скважину закачено 2018 тыс. м3 воды. Среднесуточная приемистость составляла 200 м3/сут. при давлении нагнетания 9,3 МПа.
213
Рис. 7.7. Схема размещения скважин на опытных участках скв. 6801, 6788,6822 и 6698'.
I и 2 - водонагнетательные и добывающие скважины
214
В добывающих скважинах вскрытые пласты Сц, Сщ Cjv, Cv и Су, представлены послойно-неоднородными терригенными породами. Обводненность добываемой жидкости по реагирующим скважинам изменялась от 65 (скв.6768) до 97 % (скв.6766).
Обработка водонагнетательных скважин гелеобразующим раствором производилась следующим образом. В специальную емкость для приготовления водного раствора нефелина подавалась минерализованная вода с водовода КНС. На сзрую воды вручную насыпали концентрат нефелина. Разделительная сетка, установленная в емкости, служила фильтром. Насосным агрегатом водный раствор нефелина откачивали в емкость-отстойник. Скорость подачи воды с КНС регулировали таким образом, чтобы насосный агрегат успевал откачивать приготовленный водный раствор нефелина. Кислотовоз через специальный тройник был соединен с выкидной линией. Товарная соляная кислота дозировались в емкость-отстойник через тройник. Для интенсивного перемешивания была создана циркуляция: "емкость-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 композиции насосными агрегатами закачивали в нагнетательную скважину.
После закачки раствора композиции нагнетательные скважины закрывали на 48 часов для образования геля, и на это время останавливали окружающие добывающие скважины первого ряда. Пуск в работу водонагнетательных и добывающих скважин осуществляли одновременно.
Влияние закачки гелеобразующей композиции на основе нефелина и соляной кислоты на Арланском месторождении оценивалось путем изучения изменения приемистости водонагнетательных скважин, снятием профилей приемистости продуктивного пласта, измерениями дебитов и обводненности продукции добывающих скважин.
215
Исследования нагнетательных скважин методом кривых падения забойного давления (КПД) до и после закачки гелевой композиции позволяют судить об изменениях основных гидродинамических характеристик 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 значений коэффициента
проницаемости, гидропроводности и пъезопроводности пласта. Так например, по скв. № 1300, 6698 и 6822 обнаружено уменьшение коэффициента гидропро-водпости на 24,61 и 28% соответственно.
Таблица 7.5
Результаты гидродинамических исследований водонагнетательных (очаговых) скважин Арланского месторождения до и после закачки гелеобра-
зующих растворов на основе нефелина
Номера нагнета- ' тельных скважин Дата исследования Параметры пласта до и после закачки гелевого раствора
гидропроводность, мкм2/мПа с коэффициент проницаемости, мкмг коэффициент пъезопр овод -ности, м2/с
1300 18.08.93 г. 1,54 3,52 0,12
28.09.93 г. 1,17 2,67 0,09
6698 30.08.93 г. 0,93 2,80 0,09
02.1 1.93 г. 0,36 1,10 0,03
6818 30.08.93 г. 0,30 0,98 0,04
14.10.93 г. 0,37 1,22 0,042
6822 31.08.93 г. 0,40 1,76 0,61
04.11.93 г. 0,29 1,23 0,42
6788 31.08.93 г. 0,16 0,64 0,02
04.11.93 г. 0,19 0,77 0,03
Таким образом, результаты промысловых экспериментов подтверждают образование геля в пластовых условиях и его влияние на условия добычи нефти. Наблюдается уменьшение обводненности продукции добывающих скважин и, следовательно, рост среднесуточных дебитов по нефти после закачки в пласт гелеобразующей композиции. Очевидно это связано с перераспределением на-
216 гнетаемой воды по отдельным пропласткам неоднородных пластов, возникновением новых линий тока и вовлечением в более активную разработку малопроницаемых пропластков, имеющих более высокую нефтенасыщенность, чем высокопроницаемые и хорошо промытые водой прослои.
Дополнительная добыча нефти за счет применения гелеобразующей композиции на основе нефелина и соляной кислоты была подсчитана по характеристикам вытеснения по методам Г.С. Камбарова, А.М. Пирвердяна, Б.Ф. Сазонова, по 5-и опытным участкам составила 1570 т. Сокращение объема попут-но-добываемой воды составляет 38840 т. Получен экономический эффект за счет увеличения добычи нефти и уменьшения добычи попутной воды.
217
8. 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 можно 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 производящих служб очистки отходов, в частности сточных вод.
Такая открытая система использования природных ресурсов приводит к нарушению экологического равновесия, к загрязнению окружающей среды. Для исключения этого необходимо дополнить фазу нарушения природного равновесия восстановительной фазой, замыкающей цикл природопользования и образующей подобие природного геохимиче'ского 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 является использование сточных вод других предприятий для поддержания пластового давления при добыче нефти.
Использование сточных вод сторонних предприятий выгодно как для нефтедобывающих предприятий, так и для производств, образующих эти сточные воды. При этом для НГДУ уменьшаются затраты на строительство и эксплуатацию водозаборных сооружений, трубопроводов, водоочистных объектов, резервуаров и насосных станций. Кроме того, большинство сточных вод других предприятий обладают лучшей нефтевытесняющей способностью, чем пресные воды, менее коррозионноактивны. Для сторонних организаций выгода заключается в уменьшении капитальных вложений и эксплуатаци-
218
онных расходов на строительство дорогостоящих водоочистных сооружений и на их эксплуатацию. Таким образом, использование сточных вод других предприятий в нефтедобыче дает не только экологический эффект, но и экономический.
Значительный практический опыт по использованию сточных вод других предприятий, накопленный нефтяниками республики Башкортостан для заводнения продуктивных пластов, показывает реальную возможность замены ими дефицитных пресных вод.
Утилизация сточных вод в систему поддержания пластового давления позволяет уменьшить потребление пресной воды, предотвратить сброс минерализованных и содержащих вредные вещества стоков 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 вытеснения нефти из залежи. Сточные воды промыслов по сравнению с пресными водами обладают более высокими нефтевытесняющими свойствами. Однако попутные пластовые воды при подъеме на дневную поверхность и прохождении через объекты нефтепромыслового хозяйства насыщаются химическими продуктами. Многие химреагенты, применяемые в добыче нефти, в значительной мере способствуют загрязнению их. Так, например, при полимерном заводнении и применении ПАВ для увеличения нефтеотдачи образуются очень стойкие водонефтяные эмульсии, для разрушения которых требуется большой расход реагентов, тепла и т.д. Повышением агрегативной устойчивости сопровождается применение "щелочного", "углекислотного", "мицеллярно-полимерного" заводнения и др.
Значительно увеличивают скорость образования водо-нефтяных эмульсий ингибиторы парафиноотложения, химические реагенты, применяемые для предотвращения образования неорганических солей и уменьшения процессов коррозии нефтепромыслового оборудования. Использование в тех-
219 нологических процессах добычи нефти различных кислот и бактерицидов затрудняет процессы очистки воды от эмульгированной нефти.
При тепловых методах воздействия на пласт повышение температуры способствует также переводу в воду низкоплавких парафинов и асфальтеновых материалов, которые ведут себя как твердые вещества, затрудняя удаление загрязнений.
Нефтепромысловые сточные воды могут быть заражены сульфатвосста-навливающими бактериями. Образующийся в результате сульфатрсдукции 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 проницаемость пород и нефтеотдачу.
В нефтепромысловых водах имеются растворенные газы, такие как: кислород, сероводород, углекислый газ, резко интенсифицирующие коррозионную активность сточных вод. В результате этого происходит быстрое разрушение нефтепромыслового оборудования и загрязнение вод продуктами коррозии.
Эффективность заводнения продуктивных пластов нефтяных месторождений в значительной степени определяется качеством вод, закачиваемых в продуктивные пласты, т.е. способностью их обеспечивать наиболее полное вытеснение нефти и фильтроваться без снижения проницаемости породы призабойной зоны и пласта в целом. К сточным водам, закачиваемым в продуктивные пласты, предъявляются следующие требования [23-30, 45, 89, 92, 93]:
1) закачиваемая вода должна обладать высокими фильтрационными и нефтевытесняющими свойствами;
2) содержание механических примесей и нефтепродуктов в нагнетаемой воде должно находиться в пределах, не вызывающих резкого снижения приемистости водонагнетательных скважин при длительной эксплуатации;
220
3) закачиваемая вода должна быть микробиологически и химически совместима с пластовой водой и породой Коллектора;
/>) закачиваемая вода не должна быть коррозионно-активной.
Фильтрационные и нефтевытесняющие свойства различных типов вод исследованы многими авторами [23-30, 89-92 и др.]. Исследователями институтов ВНИИнефть, БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть, Гипровостокнефть, ВНИИСПТнефть и других установлено, что сточные воды некоторых промышленных предприятий обладают более высокой фильтрационной и нефтевытесняющей способностью по сравнению с пресными водами из-за присутствия в них различных химреагентов, влияющих на характер смачиваемости поверхности пород водой или нефтью и на разбухаемость глинистых составляющих. Кроме того, некоторые сточные воды могут обладать повышенной вязкостью по сравнению с пресными и тем самым обеспечить лучший охват неоднородного пласта воздействием. Это способствует уменьшению объема попутно добываемой воды, увеличению конечного коэффициента нефтеотдачи пласта.
По договоренности между НГДУ "Арланнефть" и б. заводом "Искож", ныне вошедшим в состав АО Объединение "Искож", в 1979 году была построена и пущена в эксплуатацию система использования 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.м3. В общей сложности закачано в нефтяные пласты около 18 млн.м3 сточных вод АО "Искож". Накоплен большой фактический материал, характеризующий влияние закачки сточных вод этого предприятия на эффективность разработки нефтяных залежей и на эксплуатационную надежность оборудования для закачки воды и добычи нефти. Рассматриваемый про-
221 мысловый эксперимент представляет ценность и тем, что в течение Длительного времени в выбранные водонагнетательные скважины другие воды не закачивались, так что в этом отношении эксперимент оказался "чистым". Поэтому показатели добычи за этот период позволяют делать вполне обоснованные выводы по рассматриваемым задачам.
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 результате деятельности хлопкопрядильного производства, фабрики прокладочных материалов и трикотажной фабрики, потребляющих соответственно в среднем 300, 900 и 3500 мЗ/сутки пресной воды. Небольшое количество стоков образуется в заводской котельной и при промывке фильтров предварительной водоподготовки.
Исходной водой, используемой в перечисленных производствах, является вода р. Камы, подаваемая из системы водоснабжения автозавода г. Нефтекамска. В соответствии с технологическими регламентами на основное производство к воде, используемой в красильном производстве, в трикотажной фабрике и при изготовлении прокладочных материалов, предъявляются определенные требования. За основные показатели качества пресной воды для прситводсгв 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) показатель щелочности, (pH) - 6,5 - 8,5.
Предусмотрено и осуществляется умягчение воды с добавлением NaCl.
Изучение и анализ процессов водоподготовки показали, что качество пресной воды на выходе из установки в основном соответствует установлен-
222 ным требованиям. Следует отметить как положительный момент с точки зрения последующего использования промстоков для вытеснения нефти из пористой среды наличие процесса умягчения воды. Дело в том, что жесткие воды, к которым относятся пресные воды и промысловые стоки, недостаточно эффективно вытесняют нефть из пористой среды. Это является одним из факторов, обуславливающих относительно низкую конечную нефтеотдачу пласта.
Преимуществом сгонной воды АО “Искож'1 перед промысловыми сточными водами является отсутствие в ней нефтепродуктов, повышенное значение pH, наличие растворенных ПАВ, снижающих межфазное натяжение на границе "вода-нефть", отсутствие коррозионно активных компонентов таких, как СО? и HjS. Для сравнения приведем данные о содержании нефтепродуктов в промысловых сточных водах Арланского месторождения, используемых в системе поддержания пластового давления. По данным анализов вод, проводимых ЦНИПРом НГДУ "Арланнефть", содержание нефти и нефтепродуктов в сточных водах меняется от 40 до 160 мг/л.
8.2.2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Акинеевского участка
Акинеевский 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 песчано - алевролитовыми пластами (Cjj, С[уо, С[у, Су и Су]), объединенными в две продуктивные пачки - нижнюю и верхнюю.
Геологическое строение продуктивных пластов является типичным для Николо-Березовской площади Арланского месторождения и относится к разряду сложнопостроенных и малопродуктивных. Северная часть Акинеевского опытного участка характеризуется лучшими коллекторскими свойствами пла-
Рис. 8.1. Карта разработки Акинеевской площади:
I - водонагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины
224
стов, чем южное поле. Пластовые нефти залежей на рассматриваемой площади характеризуются повышенным содержанием асфальтенов, смол и серы. Содержание растворенного газа в пластовых условиях составляет 10,8 - 12,3 нмЗ/т, объемный коэффициент нефти равен 1,022, плотность при давлении, равном давлению насыщения нефти газом - 883 кг/мЗ, динамическая вязкость при давлении, равном давлению насыщения, изменяется в пределах 18,5 - 19,2 мПа.с, давление насыщения пластовой нефти газом изменяется от 3,8 до 5,1 мПа.
Вязкость дегазированной нефти при температуре 20°С изменяется от 28,7 до 37,1 мПа.с, составляя в среднем 32,4 мПа.с. Массовое содержание серы в нефти равно 2,7 %, асфальтенов - 5,3 %, смол селикагелевых - 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/мЗ.
Пластовые воды Акинесвской площади являются высокоминерализованными и относятся к хлоркальциевому типу. Общая минерализация пластовых вод составляет 274,3 г/л. Динамическая вязкость пластовых вод равна 1,6 мПа.с, плотность - 1184 кг/мЗ, 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 осуществляется при плотности сетки скважин, равной 16 га/скв., с применением также площадного заводнения по схеме, близкой к девятиточечной обращенной.
225
При составлении проекта разработки технологические показатели разработки южного и северного полей рассчитывались гидродинамическими 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 основных продуктивных пластов определяли в институте БашНИПИнефть. В качестве БЫТССНЯЮЩСИ ЖИДКОСТИ ИСПОЛЬЗОВаЛиСЬ СТОЧНВЯ вода промысли и промстоки АО "Искож". Для сравнения опыты были проведены по вытеснению нефти и пресной водопроводной водой.
По результатам вытеснения нефти сточной и водопроводной водой были рассчитаны и построены зависимости относительных проницаемостей для нефти и воды от водонасыщенности модели пласта. Показано, что сточная вода АО "Искож” лучше вытесняет акинеевскую нефть из модели пласта, чем водопроводная.
Коэффициент вытеснения нефти сточной водой завода "Искож" составил 0,76+0,02, а водопроводной водой - 0,70+0,02. В опытах по вытеснению моделировалась связанная вода, содержание которой составляло 8,2 % от объема пор. Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти сточной и водопроводной водой составила соответственно 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 поля 0,44. Следует отметить, что значения запроектированных коэффициентов нефтеотдачи как для южного, так и для северного полей, по нашему мнению, явно завышены.
226
8.2.3. Оценка влияния закачки сточных вод АО "Искож" на показатели добычи нефти
Оценка влияния закачки сточных вод в продуктивные пласты Акинеев-ского участка производилась путем сравнения основных показателей его разработки соответствующих объектов Арианской и Ново-Хазинской площадей, залежи которых характеризуются лучшими геолого-физическими параметрами. Для сравнения были приняты следующие характеристики:
J) темп отбора нсфги по годам разработки;
2) зависимость обводненности продукции скважин от текущей нефтеотдачи пласта;
3) текущий водный фактор;
4) суммарный водный фактор от текущего коэффициента нефтеотдачи 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-Березовской и Арланской площадей. Приведем наиболее важные результаты сравнительного анализа.
На рис. 8.2 приведены графики изменения обводненности добываемой продукции скважин в зависимости от текущего коэффициента нефтеотдачи пласта. Несмотря на идентичность условий разработки сравниваемых объектов графики на рисунке существенно отличаются между собой. Так, например, к моменту извлечения десяти 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-Березовской площади достигло 52 %, а для Арланского месторождения 55 %. При отборе 20 % балансовых запасов нефти установившаяся закономерность сохранилась. К этому моменту времени обводненность добываемой нефти на северном поле
227
Рис. 8.2. Связь между текущим коэффициентом нефтеотдачи и обвод-
ненностью продукции скважин:
1 - опытный участок в целом; 2 - северное поле; 3 - южное поле;
4 и 5 - Арианская и Николо-Березовская площади
228 составила 45 %, а по скважинам Николо-Березовской площади обводненность достигла 85 %, т.е. разница в обводненности выросла.
Закачка сточных вод АО "Искож" оказалась более эффективной и по суммарному водному фактору. Наименьшее количество воды с единицей объема нефти отобрано (рис. 8.3) на северном поле опытного участка, а наибольший объем попутной воды добыт на Арланской площади. Причем наблюдается существенная разница между значениями суммарного водного фактора для рассматриваемых объектов. Если для Арланской площади суммарный водный фактор к моменту отбора 30 % начальных балансовых запасов нефти был равен 4, то для северного поля этот показатель был равен лишь 1,25. Таким образом, па северном поле Акинеевского опытного участка с каждой тонны нефти добыто почти в 4 раза меньше попутной воды, чем из скважин Арлан-ской площади. Таким образом, вытеснение нефти из пластов Акинеевской площади происходит более равномерно.
Приведенные данные показывают, что основные показатели разработки Акинеевского опытного участка и выделенных на нем полей выгодно отличаются от соответствующих показателей разработки Николо-Березовской площади и Арланской площади. Все это позволяет утверждать, что закачка в пласт сточной воды АО "Искож" на Акинеевском опытном участке способствовала улучшению процесса разработки нефтяной залежи.
Прогнозирование конечной нефтеотдачи для анализируемого опытного участка и выделенных на нем полей выполнялось по методу М.И.Максимова, который основан на результатах лабораторных опытов по вытеснению нефти водой.
По этому методу рассчитаны конечные коэффициенты нефтеотдачи 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 полю - 0,43.
229
Рис. 8.3. Связь между текущим коэффициентом-нефтеотдачи и суммар-
ным водным фактором:
1 - опытный участок в целом; 2 - северное поле; 3 - южное поле;
4 и 5 - Арланская и Николо-Березовская площади
230
Как видно из приведенных данных прогнозные конечные коэффициенты нефтеотдачи несколько отличаются от проектных. В проекте разработки было предусмотрено получение конечной нефтеотдачи для северного поля 0,44, а для южного - 0,49. В действительности же северное поле, разрабатываемое более оедкой сеткой скважин, чем южное, и с применением сточных вод АО "Искож", характеризуется большей нефтеотдачей. Таким образом, разница текущей нефтеотдачи 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 г. с целью повышения эффективности разработки пласта Д1 осуществляется закачка дистиллерной жидкости, которая имеет ряд преимуществ по сравнению с закачиваемой пресной и сточной водами.
1) характеризуется более низким содержанием КВЧ и мехпримесей;
2) способствует увеличению приемистости нагнетательных скважин на 1 5 %;
3) не 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 акционерном объединении «Сода». Эти стоки, объем которых превышает 20 млн. м3 в год, собираются в специальные пруды - накопители и в паводковый период сбрасываются в реку Белую.
В то же время АНК «Башнефть» для поддержания пластового давления при разработке нефтяных залежей ежегодно использует значительный объем
231
природных пресных вод. Поэтому использование для заводнения нефтяных залежей дистиллерной жидкости вместо пресных вод позволяет не только сохранить запасы пресноводных источников, но в значительной мере способствует охране окружающей среды от загрязнения минерализованными водами.
При получении соды как отход производства образуется суспензия, состоящая из твердой фазы (18-25 %) и воды в количестве 75-82 %. Наличие твердой фазы препятствует непосредственному сбросу суспензии в реку, но-этому выходя из дистиллера через станцию перекачки^оно поступает В С11СЦИ альные отстойники, так называемые «белые моря», состоящие из нескольких отсеков.
Химический состав твердой фазы дистиллерной суспензии в щламонако-пителе и жидкой фазы - дистиллерной жидкости в регулирующем бассейне по данным БашПИПИнсфть представлен в табл. 8.1 и 8.2.
Таблица 8.1
Химический состав твердой фазы дистиллерной суспензии
Массовая доля, %
СаСО3 Са(ОИ)2 СаЗОд MgO SiO2 R2O3 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°С, кг/м рн Массовая доля, г/дмЗ Щелочность, мг. экв/дм3
С1- Са++ SO4- по метил- оранжу по фенолфталеину
1090 И 106,5 41,0 0,95 47,6 46,1
232
Транспортировка дистиллерной жидкости из регулирующего бассейна по трубопроводу может вызвать инкрустацию его внутренней поверхности. Для предупреждения такой опасности дистиллерную жидкость специально подготавливают, снимая перенасыщенность растворов путем разбавления водой реки Белой.
Разбавленная жидкость подвергается карбонизации газами известковых печей. Выходящая из карбонизатора дистиллерная жидкость должна иметь pH, равный 7,2-8,8. Контроль за полнотой карбонизации осуществляется с помощью pH-метра, электроды которого помещены в отстойник после карбонизатора. Из карбонизатора жидкость поступает в первый отсек накопителя, где осветляется. Осветленная часть дистиллерной жидкости перекачивается во второй отсек накопителя, откуда насосной станцией может подаваться для транспортировки по трубопроводам на нефтяные месторождения.
Химический состав подготовленной дистиллерной жидкости представлен 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 БашНИПИ-нефть, получено, что рост pH раствора за счет увеличения содержания гидроокиси кальция не способствует набуханию глин и по величине коэффициента набухания воды располагаются в следующем порядке: подрусловая вода реки Демы, пластовая вола, дистиллерная жидкость с рН=7,2, дистиллерная жидкость с рН=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 показали, что дистиллерная жидкость с рН=11 с нефтью дает менее устойчивую эмульсию, чем другие воды.
Таблица 8.3
Химический состав подготовленной дистиллерной жидкости для заводнения нефтяных пластов (поданным БашНИПИнефть)
Способ подготовки рн Плотность при 20°С, г/м3 Вязкость при 20°С, мПа с Массовая доля, г/дм3 Щелочность, мг-экв/дм
СГ Са+’ SO4” K4+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
234
Как известно, одной из важнейших характеристик жидкостей, используемых для ППД, является их нефтевытесняющая способность.
Сопоставительные исследования нефтевытесняющих свойств различных жидкостей проводились в БашНИПИнефти на естественных образцах пород и в условиях, приближенных к пластовым.
Результаты лабораторных исследований показали, что дистиллерная жидкость приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти на 4-8 % по сравнению со сточной водой.
Дистиллерные жидкости как щелочные растворы обладают незначительной коррозионной активностью по сравнению с промысловыми сточными водами. Коррозионная активность дистиллерных жидкостей увеличивается при наличии в них кислорода. Так, если скорость коррозии стали в дистиллерной 2
жидкости с рН=7,2 составляет 0,06 г/(м ч), то в присутствии кислорода она
2 достигает 1,2 г/(м ч).
Таким образом, комплексные промысловые исследования, выполненные в БашНИПИнефть, показали, что дистиллерные жидкости при использовании в системе ППД характеризуются более высокими параметрами, чем пресные и сточные воды нефтепромыслов. Эти выводы подтверждаются опытом применения дистиллерных жидкостей для заводнения нефтяных залежей на других месторождениях АНК "Башнефть".
Дистиллерная жидкость, подаваемая для заводнения нефтяных месторождений, подготавливается на Стерлитамакском производственном акционерном объединении "Сода".
На нефтяных месторождениях в существующей системе заводнения предусмотрена раздельная закачка дистиллерной жидкости и сточных или пресных вод. Кроме того, нагнетание щелочной дистиллерной жидкости осуществляется по закрытой системе без контакта с воздухом.
235
Опыт закачки дистиллерных жидкостей на Бузовьязовском и других месторождениях показывает, что взаимодействие дистиллерных жидкостей с пластовыми и закачиваемыми водами не вызывает каких-либо осложнений.
Закачка дистиллерной жидкости в нагнетательные скважины осуществляется кустовыми насосными станциями по существующим водоводам и ио типовой технологии заводнения нефтяных месторождений.
Нагнетательные скважины оборудованы колонной насоснокомпрессорных труб (НКТ). Пространство между НКТ и обсадной колонной обрабатывается пенообразующими ингибиторами коррозии. Устье скважин оборудовано типовой арматурой, применяемой для нагнетания воды в обычном исполнении.
На КНС устанавливаются насосы, применяемые для обычного заводнения. Контроль за закачкой дистиллерной жидкости в нагнетательные скважины осуществляется с помощью расходомеров и манометров.
Перед началом закачивания дистиллерной жидкости проводится комплекс исследовательских работ на нагнетательных скважинах: определяются приемистость, давление нагнетания, пластовое давление и др.
По контрольным скважинам снимаются кривые восстановления пластового давления (КВД), по которым определяются параметры пласта. Определяется охват пласта заводнением с помощью глубинных расходометров.
Как правило, при закачке дистиллерной жидкости происходит выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин.
На основе анализа результатов длительной закачки дистиллерной жидкости выработаны следующие требования к нагнетательным скважинам и участку воздействия в целом:
1) нагнетательная скважина должна обладать приемистостью не менее 150 м3/сут, обводненность окружающих добывающих скважин должна составлять не более 80-90 %;
236
2) участок воздействия должен характеризоваться высокой остаточной нефтенасыщенностью.
Для контроля за качеством поступающей дистиллерной жидкости отбираются пробы, по которым определяется содержание механических примесей, железа, плотности, величина pH и проводятся другие химические анализы в соответствии с существующими требованиями руководящих документов.
Для контроля за обводненностью добываемой продукции при закачке 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 фильтрации по пласту индикатор не растворялся до концентрации, которую невозможно измерить.
Кроме контроля за движением дистиллерной жидкости по пласту закачка индикатора может использоваться для оценки гидродинамической связи между скважинами в различных направлениях, что очень важно для эффективного контроля за процессом. Наиболее полная информация может быть получена при сочетании гидродинамических исследований и закачки индикатора.
По состоянию на начало 1997 г. на Бузовьязовском месторождении в пласт Д1 закачано около 6 млн м3 дистиллерной жидкости, что составляет 48,9 % от общего объема закачки.
Анализ показателей разработки пласта Д1 показывает стабилизацию добычи нефти, снижение темпа роста обводненности,и в последние годы наблюдается стабилизация и уменьшение текущего водного фактора.
На рис. 8.4. приводится зависимость суммарного водного фактора £RH от безразмерного времени разработки г . Значение т определялось по формуле
237
YRB =------ fQ»(t)dt, (8.1)
Que 0
где Q»(t) - функция изменения отбора жидкости во времени разработки; Qlir, -начальные балансовые запасы нефти.
Рис 8.4. Зависимость , текущего > водного фактора J Rg от безразмерного времени разработки г
Обычно на поздних этапах разработки нефтяных залежей на жестко-водонапорном режиме наблюдается увеличение темпа роста текущего водного фактора во времени. Это обусловлено существенным уменьшением доли нефти
Рис. 8.5. Связь между коэффициентом нефтеотдачи и обводненностью добываемой жидкости пласта Д1 Бузовь-
язовского месторождения
239
в добываемой жидкости. Как видно из рис. 8.4, на всем диапазоне изменения г водный фактор для пласта Д1 увеличивается медленными темпами по сравнению с аналогичными залежами нефти, приуроченными девонскому горизонту. Более того, в последние годы наблюдается стабилизация и снижение этого показателя. Такое необычное для показателей разработки явление, очевидно, связано с увеличением фильтрационных сопротивлений обводненных и промытых водой высокопроницаемых пропластков продуктивного пласта в связи с осадкообразованием в норисюй среде. Это подтверждается данными изменения во времени профилей приемистости нагнетательных скважин.
Снижение водного фактора сопровождается уменьшением количества попутно добываемой воды и повышением эффективности вытеснения нефти из пористой среды.
График изменения обводненности добываемой жидкости, построенный в зависимости от текущей нефтеотдачи пласта (рис. 8.5), также имеет ряд особенностей. В настоящее время разработка пласта должна сопровождаться интенсивным ростом обводненности продукции скважин. Как видно из рис. 8.5, в течение последних лет наоборот наблюдается снижение обводненности добываемой жидкости. Анализ предварительных результатов закачки дистиллерной жидкости для заводнения пласта Д1 показал следующее:
I) при закачке дистиллерной жидкости происходит выравнивание профилей приемистости пласта в нагнетательных скважинах;
2) в начальный момент закачки дистиллерной жидкости наблюдается некоторое увеличение приемистости скважин, в дальнейшем - уменьшение приемистости до трех раз;
3) обводнение добываемой продукции в начале растет, достигает максимума и в дальнейшем снижается.
Таким образом, закачка дистиллерной жидкости на Бузовьязовском месторождении оказалась мероприятием эффективным и позволит получить более высокую нефтеотдачу при меньшем отборе попутной воды.
240
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1986. - 308 с.
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 вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.- М.: МНП.-1986.-17с.
4. Ограничение притока подошвенной воды гидрофобными водонефтяными эмульсиями / Галыбин А.М., Казакова А.В., Поддубный О.А. и др. И РНТС Нефтепром, 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.Х., И.Х.Рахимкулов, В.С. Асмоловский и др. Силикатнощелочное воздействие на пласт в условиях Арланского месторождения И Нефтяное хозяйство.-1992. - №9. - С.22-26.
7. Габдрахманов А.Г., Алмаев Р.Х., Кашапов О.С. и др. Совершенствование метода повышения нефтеотдачи пластов с помощью щелочно-полимерной системы // Нефтяное хоз-во.-1992т№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 фильтрации при низких градиентах давления. И Нефтяное хозяйство. - 1968. - № 8. - С. 26-28.
10. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана / Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е В. -Уфа: Баш. кн. изд-во «Китап», 1994. - 180 с.
241
11. Руководство по применению системной технологии разработки нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами / Бученков Л И., Бадалянц Г.А., Горбунов А.Т. - М.: ВНИИ, 1987. - 83 с.
12. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Т. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкипского нефтяного месторождения. Издание в 2 т. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - Т.П. - 286 с.
/3. Патент №1653404. Состав для заводнения нефтяного пласта / Фахрстдинов Р.И., Галимов И.М., Нигматуллина Р.Ф., Ленченкива Л.Е. - Опубл. 27.05.1993. - 3 с.
14. Ленченкова Л.Е., Ганиев Р.Р. Первые результаты применения композиций на основе ПЛАВ для повышения эффективности разработки слабопроницаемых карбонатных коллекторов / Тез. док. респуб. конференции: Новые методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации дрбычи нефти в республике - Уфа, 1990.
15. Девликамов В.В., Рогачев М.К. Влияние ПАВ на реологические свойства нефти // Нефтяное хозяйство. - 1976. - №7. - С.29-31.
16. Девликамов В.В. Взаимодействие нефти с растворами ПАВ и СО2 /Коллоидная химия нефти и нефтепродуктов // Всесоюзная школа, тезисы докладов. - Уфа, 1985. - С.46-48.
17. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. -М.: Недра, 1975. - 168 с.
18. Девликамов В.В. О структурной вязкости нефтей // Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ. - 1967. - №11. - С.97-99.
19. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А. Структрно-механические свойства нефтей некоторых месторождений Башкирии // Нефтяное хозяйство. - 1968. -№10. - С.37-41.
242
20. Девликамов В.В., Кабиров М.М., Хабибуллин З.А. и др. Метод определения «Застойных зон» при фильтрации неньютоновских нефтей в пористой среде Ц Материалы научно-технической конференции Уфим. нефт. ин-та. - Уфа: Башкнигоиздат, 1973. - С.68-69.
21. Хлебников В.Н., Андреева А.А., Ленченкова ЛЕ. Влияние минерализации 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.Х., Ленченкова Л.Е. Совершенствование техники и технологии применения жидкого стекла в композиции с соляной кислотой для снижения обводненности скважин // В сб. трудов ин-та БашНИПИнефть. Вып.91. - Уфа: Башкнигоиздат, 1995гС. 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 пластового давления на нефтяных месторождениях Башкирии.-М.: ВНИИОЭНГ, 1984 - Вып. 9 (Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело).
25. Редькин И.И. Последствие закачки сточных вод с повышенным содержанием механических примесей на Кулешевском месторождении // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело - Вып. 5,- М.: ВНИИОЭНГ, 1982.
26. Редькин И.И. Подготовка и нормирование качества воды для заводнения нефтяных месторождений с различными типами коллекторов.-М.: ВНИИ ОЭНГ, 1987,- Вып.10 (Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело).
27. Скоморовская Н.И. К нормированию допустимых пределов содержания механических примесей в сточных водах для заводнения нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. - 1979.- №8.
243
28. РД 39-3-1023-84,Методика исследования условий образования примесей и оценка их влияния на эффективность утилизации нефтепромысловых сточных вод в системе ППД. Введ. 01.06.94 - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984.
."' 9. Полинская Ф.Е. Влияние состава закачиваемых вод на вытеснение нефти из продуктивного пласта // Сер. Нефтепромысловое дело: Реф. Научи, техн, сб. -№11. - М.: ВНИИОЭНГ, 1981,
30. Мархасин И.Л. О влиянии осадкообразования при смешивании закачиваемой воды с пластовой на проницаемость пласта, и Использование промышленных стоков в системе заводнения нефтяных пластов: Сб. науч. тр. УНИ, 1966. -Вып.25.
31. Кабиров М.М., Николаев В.М. Некоторые вопросы разработки залежей аномальных нефтей (на примере Таймурзинского месторождения) И «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.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. - М.; Недра, 1972,- 200 с.
33. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи / С.А. Жданов, А.Т. Горбунов и др. Рд 153-39.1-004-96. - М.: РМНТК «Нефтеотдача», 1996. - 87 с.
34. Мирзаджанзаде А.Х., Ахмедов З.М. и др. Особенности разработки месторождений неньютоновских нефтей. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1971. - 115 с.
35. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. - М.: Недра, 1972. - 1 15 с.
36. Мирзаджанзаде А.Х., Галлямов М.Н., Шагиев Р.Г. Технологические особенности добычи неньютоновской нефти в Башкирии. - Уфа, 1978. - 176 с.
37. Блажевич В.А., Фахреев И.А., Глазков А.А. Исследования притока и поглощения жидкости по мощности пласта. - М.: Недра, 1969. - 136 с.
244
38. Беккер Г. Введение в электронную теорию органических реакций. - М.: Мир, 1965. - 165 с.
39. Бабалян Г.А., Кравченко И.И. и др. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов -М: Гостоптехиздат, 1962. - 294 с.
40. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. - М: Недра, 1974.-200 с.
41. Бабалян Г.А., Леви Б.И. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ - М.: Недра, 1983. - 216 с.
42. Веремко И.А. Исследование влияния добавок щелочи на эффективность применения НПАВ И Нефть и газовая промышленность. - 1989. - № 2,- С.11-12.
43. Гиниятуллина Р.П., Гайсин Д.К., Ленченкова Л.Е. Результаты первого цикла закачки композиции НПАВ в каширо-подольские отложения Вятской площади // Труды БашНИПИнефть,- Уфа, 1990. - Вып.81. - С.118-125.
44. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1975. - 534 с.
45. Сазонов Б.Ф. Исследование влияния системы заводнения на темп добычи нефти и конечную нефтеотдачу пласта // Нефтяное хозяйство. - 1970. -№1-С.35-38.
46. Методика проектирования разработки морских нефтяных месторождений / А.М. Пирвердян, П.И. Никитин, Л.Б. Листенгартен и др. - М.: Недра, 1975. - 160 с.
47. Назаров С.Н., Сипачев Н.В. Методика прогнозирования технологических показателей на поздней стадии разработки нефтяных залежей // Нефть и газ. - 1972. - №10. - С. 14-17.
245
48. Казаков А.А. Прогнозирование показателей разработки нефтяных месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой // РНТС Нефтепромысловое дело. - 1976. - №8. - С.3-4.
49. Праведников Н.К., Ревенко В.М. Расчет распределения насыщенности фазами в пористой среде при вытеснении нефти водой /7 1 руды Гипротюменнефтегаз, 1973. - Вып.35. - С.148-152.
50 Максимова Т.Н. и др. Распределение неионогенных ПАВ между неф|ями и пластовыми флюидами различных месторождений /7 Сб. науч. ip. -Уфа: Башнипинефть, 1985. - Вып.73.- С.61-68.
51. Сурина В.В. К вопросу обоснования метода воздействия на пласт, содержащий остаточную после заводнения нефть // Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов - М.: Наука, 1992. - С.130-133.
52. Реологические проблемы нефтегазоотдачи / Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ентов В.М. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - 53 с.
53. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. - М.: Недра, 1989. -160 с.
54. Хлебников В.Н., Ленченкова Л.Е. Гелеобразующие композиции для нефтедобычи //Башкирский химический журнал, АН РБ.- 1997. - Т.4 - № 1.
55. Алмаев Р.Х. Научные основы и практика применения водоизолирующих нефтевытесняющих химреагентов на обводненных месторождениях: Дисс. докт. техн. наук. - М., 1994. - 56 с.
56. Чоловский И.П. Методы геолого-промыслового анализа при разработке крупных нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1966. - 179 с.
57. Зюрин В.Г., Хатмуллин А.М., Асмоловский В.С., Ленченкова Л.Е. Промысловые испытания гелевой технологии на Арланском месторождении. // Труды БашНИПИнефть. - Вып. 91. - Уфа, 1995. - С.66-74.
246
58. Миронов Т.М., Орлов В.С. Нефтеотдача неоднородных пластов при
заводнении. - М.: Недра, 1977. - 272 с.
59. Девликамов В.В., Кабиров М.М., Хабибуллин З.А. Аномально-вязкие нефти:Уфа: Изд. Уфим. нефт. ин-та, 1977. - 109 с.
60. Девликамов В.В., Зейгман Ю.В. Действия углекислого газа на аномальные свойства пластовой нефти. // Физико-химия и разработка нефтяных месторождений: Сб. тр. - Изд. Уфим. нефт. ин-та. - Уфа, 1978. - С.3-7.
61. Дияшев Р.Н. Влияние неньютоновских свойств газа, воды и нефти 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 нефтяных скважин и пластов. - М.: Недра, 1965. - 263 с.
63. Коробов К.Я., Антипин Ю.В. Особенности фильтрации при низких градиентах давления // Труды Уфим. нефт. ин-та, 1974. - Вып. 17. - С. 105-111.
64. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. -Уфа: Башкнигоиздат, 1987. - 152 с.
65. Лозин Е.В. Распределение НПАВ в насыщенной флюидом пористой среде. // Регулирование процесса разработки месторождений Башкирии 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. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции водопритока. // Нефтяное хозяйство. - 1994. - №2. - С.64-68.
67. Гайсин Д.К. Метод прогноза технологических показателей и нефтеотдачи пластов по промысловым данным в поздней стадии разработки месторождений. И Тр. БашНИПИнефть. - Вып.74. - Уфа, 1986. - С.128-137.
68. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1977.-С. 162-197.
2А1
69. Мархасин И.Л., Фукс Г.И. Граничные слои и нефтеотдача пластов. - М.: Изд-ва Московского университета, 1983.- 185 с.
70. Мирчинк М.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Желтов КХВ. Физикогеологические проблемы повышения нефтегазоотдачи. - М.: Недра, 1975. - 232 с.
71. Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1970.
72. Фурсов А.Я. Оптимизация изученности нефтяных месторождений. - М.; Недра, 1985.- 21 1 с.
73. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. - Уфа: Баш. кн. изд-ва "Китап”, 1994.- 180 с.
74. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. - М.: Недра, 1990. - 267 с.
75. Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. - М.: Недра, 1973. - 320 с.
76. Жуков И.И. Коллоидная химия. - Л.: Изд-во ЛГУ, 1949. - 324 с.
77. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986. -322 с.
78. Эфрос Д.А., Оноприенко В.П. Моделирование линейного вытеснения нефти водой.//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 месторождений // Нефтяное хозяйство. -1988. -№8. - С. 1-7.
80. Остаточная нефтенасыщенность продуктивных песчаников пластов девона. / Березин В.М.,Гизатуллина В.В., Шутнхин В.И., Ярыгина В.С. /7 Нефтяное хозяйство. - 1982. - №6.- С.34-37.
248
81. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении / Бурдынь Т.А., Горбунов А.Т., Лютин Л.В. и др.- М.: Недра, 1983. - 192 с.
$2. Методы извлечения остаточной нефти / Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. - М.: Недра, 1991. - 347 с.
83. Методическое руководство по определению начальных извлекаемых запасов нефти в залежах, находящихся на поздней стадии разработки (при водонапорном режиме). - М.: Недра, 1983.
84. Методическое руководство по определению влияния геолого-технических показателей на нефтеотдачу на основе классификационных методов / Абызбаев И.И., Аметов И.М., Баба-Заде Ф.А. и др.// РД 39-079-91. •• М., 1990. -101 с.
85. Ленченкова Л.Е., Хлебников В.Н., Ганиев Г.Г., Лукьянова Н.Ю. Экспериментальное обоснование новых технологий ограничения водопритоков с использованием гелевых составов на основе побочных продуктов нефтехимических производств / Тез. докл. 2-й научн.-техн. конф., посвященной 850-летию г. Москвы: Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. - М., 1997.
86. Айлер Р. Химия кремнезема - М.: Мир, 1982. - 810 с.
87. Фахретдинов Р.Н., Еникеев Р.М., Мухаметзянова Р.С., Ризванова З.И. Перспективы применения гелеобразующих систем для повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений // Нефтепромысловое дело. -1994.-№ 5.
88. Фахре тдинов Р.Н., Мухаметзянова Р.С., Берг А.А. и др. Гелеобразующие композиции на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. - 1995. - №4.
89. Миронов Е.А. Закачка сточных вод нефтяных месторождений в продуктивные и поглощающие горизонты. - М.: Недра, 1976.
249
90. Редькин И.И. Классификация нефтяных залежей для нормирования качества воды при заводнении // Нефтяное хозяйство. - 1978. - №5.
91. Крупнов Н.К. О возможности закачки вод, содержащих механические примеси // Использование промышленных стоков в системе заводнения 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 пористых средах И Совершенствование системы заводнения нефт. месторождений’. Си.науч.гр. БашНИПИнефть. - 1975. - Вып. 42.
93. Байков У.М. Охрана природы на нефтепромыслах Башкирии, - Уфа: Башкнигоиздат, 1987.
94. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении / Бурдыш. Т.А., Горбунов А.Т. - М.: Недра, 1983.- 192 с.
95. Ганиев Р.Р., Хлебников В.Н., Ленченкова Л.Е., Фахретдинов Р.Н. Применение композиции на основе ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов месторождений Башкортостана. // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. - 1994. - №3-4.-С.13-19.
96. Усенко В.Ф. Оптимизация плотности сетки скважин. - Уфа, 1973.— 70 с.
97. Фахретдинов Р.Н., Ленченкова Л.Е., Ганиев Р.Р., Ленчевский А.В., Сайфи Н.З. 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 коллекторов // Башкирский химический журнал АН РБ.-Т.2.-№ 1,- 1995.-С. 53-57.
99. Инструкция по применению композиций на основе НПАВ в условиях иизкопроницаемых коллекторов девонских отложений для увеличения нефтеотдачи. РД 39-5794688-268-88. - Уфа, 1988.
250
100. Фахретдинов Р.Н., Ганиев Р.Р., Ленченкова Л.Е. Инструкция по применению композиции на основе КЛАВ в условиях каширо-подольскйх отложений Арланского месторождения для повышения нефтеотдачи пластов. РД 39-052-90.-Уфа, 1990.
101. Кабиров М.М. О максимально возможной величине нефтеотдачи при вытеснении нефти водой. И Труды МИНХ и ТП, - Вып.99. - М.: Недра, 1972.
102. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. - М.: Недра, 1992. - 270 с.
103. Абдулмазитов Р.Г., Муслимов Р.Х. Состояние разработки и коэффициенты нефтеизвлечения по залежам с высоковязкой нефтью месторождений Татарстана. // Нефтепромысловое дело. - 1993. - № 10. - С. 18-23.
104. Ковалев В.С., Житомирский В.М. Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения. - М.: Недра, 1976. - 247 с.
105. Девликамов В.В., Кабиров М.М., Султанов В.Г., Шамаев Г.А. Особенности вытеснения аномальной нефти водными растворами ПАВ при малых градиентах давления. // Известия ВУЗов. Се^Нефть и газ.- 1981.- № 7.
106. Кабиров М.М. Исследование зависимости коэффициента нефтеотдачи от темпа отбора жидкости. // Нефтяное хозяйство. - 1969. - № 6.
107. Кабиров М.М., Шамаев Г.А. , Султанов В.Г. Влияние градиента давления на показатели разработки залежей аномальных нефтей. Деп. во. ВИНИТИ, № 3550-80 от 11/VIII. 1980. Б/о, № 118.
108. Кабиров М.М., Шамаев Г.А. Влияние предельного динамического напряжения сдвига аномальной нефти на нефтеотдачу пласта. Деп. во. ВИНИТИ, №4293-80 от 04/10, 1980, №2. Б/о, № 118.
109. Девликамов В.В., Кабиров М.М., Хабибуллин З.А., Зейгман Ю.В. Проблемы реологии нефти и повышение нефтеотдачи. // РНТС. Сер. Промысловое дело. - 1983. - № 12.
251
110. Девликамов В.В., Кабиров М.М. Особенности проектирования разработки месторождений аномальных нефтей. // Труды Куйбышевского ПТИ, 1984.
111. Кабиров М.М. Исследование влияния некоторых факторов на нефтеотдачу залежей аномальных нефтей.' Сб.: Проблемы использования хим. средств и методы увеличения нефтеотдачи пластов / Сб. тезисов. - 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. // Труды АзНИИ ДН. - Вып.З. - Баку: Азнефтеиздат, 1956.
113. Федоров К.М. Автомодельные решения задачи о вытеснении остаточной нефти водой из пористой среды толстыми оторочками мицеллярных растворов // Вестник МГУ. Сер. Механика и математика. - 1982. - № 2.
252
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ.................................................. 3
1. ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОС ГИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ ИХ ЗАВОДНЕНИИ................................ °
5
1.1. Коэффициент нефтеотдачи пласта......................
1.2. Коэффициент вытеснения нефти водой..................
15
1.3. Коэффициент охвата пласта воздействием..............
22
1.4. Остаточное нефтенасыщение продуктивного пласта......
1.5. О достоверности определения параметров, характеризующих
24 запасы нефти и нефтеотдачу пластов...................
2. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА НЕФТЕОТДАЧУ ПЛАСТОВ................ ''°
2.1. Неуправляемые (природные) факторы, влияющие на нсфтеот-
?)6 дачу.................................................
2.2. Управляемые (технологические) факторы, влияющие на неф-
4 5 теотдачу ............................................
3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ IГЕФТИ ИЗ МОДЕЛЕЙ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛА-СТОВ ВОДОЙ И ВОДНЫМИ РАСТВОРАМИ ХИМРЕАГЕНТОВ
3.1. Факторы, влияющие на коэффициент вытеснения нефти из неоднородных пористых сред различными неф гевытесняющими агентами.............................................
59
3.2. Подготовка моделей неоднородных пористых сред.......
3.3. Подготовка модели нефти для проведения исследований.
68
3.4. Подготовка воды к проведению лабораторных экспериментов ..
3.5. Лабораторные установки для подготовки моделей к экспери-
76 менту по вытеснению..................................
3.6. Экспериментальная установка для изучения пефтевытеснения
3.7. Выбор и обоснование условий проведения исследований.
86
3.8. Обсуждение результатов исследований.............
4. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ОХВАТА НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ ВОЗДЕЙСТВИЕМ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ ,
4.1. Гидродинамические методы регулирования охвага 106 неоднородных пластов воздействием при заводнении............
4.2. Физико-химические методы регулирования охвага 114 неоднородных пластов воздействием при заводнении...........
4.3. Методы повышения нефтеотдачи пластов на основе использования 1г?
гелеобразующих композиций химреагентов...................
5. ТЕХНОЛОГИИ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ СИЛИКАТА НАТРИЯ............:.....................................
133
5.1. Сущность метода и механизм процесса.............
5.2. Экспериментальные исследования гелеобразующих компози-138 ции на основе силиката натрия............................
5.3. Подготовка к проведению промыслового эксперимента на Ар-
148 ланском месторождении.............................
5.4. Приготовление и закачивание гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла и соляной кислоты в нагнетательные 156 скважины.............................................
5.5. Технологическая эффективность применения гелеобразующих 160 растворов на основе жидкого стекла и соляной кислоты.....
6. ТЕХНОЛОГИЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ НА ОСНОВЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОТРАБОТАННОЙ ЩЕЛОЧИ................................................... Ш
6.1. Перспектив bi применения отходов химическ.гх и нефтехимических производств в технологиях ограничения добычи попут-; 166
ной воды и увеличения нефтеотдачи пластов............
254
6.2. Экспериментальное обоснование технологий увеличения нефтеотдачи на основе ОЩ-2..............................
6.3. Промысловый эксперимент по применению ОЩ-2 для увеличения нефтеотдачи пластов на Арланском месторождении.
6.4. Оценка технологической эффективности применения композиций на основе ОЩ-2 и жидкого стекла................
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..........................................
7.2. Экспериментальные исследования по обоснованию оптимальных параметров технологий............................
7.3. Способы и технические средства для приготовления и закачки в пласт гелеобразующей композиции....................
7.4. Промысловый эксперимент на месторождениях ОАО «Оренбургнефть»......................................
7.5. Промысловый эксперимент на Арланском мест орождении АНК «Башнефть».......................................
8. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОМСТОКОВ ДРУГИХ ПРЕДПРИЯТИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.............................................
8.1. Общая характеристика проблемы использования сточных вод в системе поддержания пластового давления............
8.2. Анализ эффективности закачки сточных вод АО «Искож» на Акинеевском участке Арланского месторождения.........
171
176
184
187
187
191
700
205
Й10
217
.217
221
255
8.3. Использование дистиллерной жидкости для повышения эффективности разработки Бузовьязовского месторождения АНК «Башнефть».......................................
Р40 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ источников.....................
Редактор Синил&ва ЛА.
Лицензия ЛР № 020267 от 22.11.96.
Подписано к печати 2 0. О 5.98. Формат бумаги 60хЯ4 1/16.
Бумага писчая. Печать офсетная.
Уч-идд. листов/4,&Печ. листов/^ 4 Тираж ?>00 эга. Заказ &3 Артикул С 4 £
Типография Уфимского государственного нефтяного технического укиверснтстта 450062, Уфа, Космонавтов, 1