40
20
12 15 18 21
Длина модели (см)
24
27
30
100'
80'
о
о.
I О
12 15 18 21 Длина модели (см)
24 27
Рис. 3.11. Распределение компонентов жидкости в порах после ввода глинистой суспензии (2,0 %) (а) и распределение компонентов жидкости в порах
промытой модели (б):
1 — «свободная» вода, 2 — «связанная» вода, 3 — глинистая суспензия (прокачана через модель 2 поровых объема глинистой суспензии)
222
a
g
I
I
о О
15
30 45 60 «u Длина модели (см)
75
90
о
с
100
80
60
40
§: 20
30 45 60 Длина модели (см)
75
90
Рис. 3.12. Распределение компонентов жидкости в водонасыщенной модели с ПДС (а) и распределение компонентов жидкости в промытой модели (б):
1 — «свободная» вода, 2 — «связанная» вода, 3 — полимер, 4 — ПДС
223
NJ (О
Содержание пор, %
Содержание пор, %
го о
CD О
CD О
О
То
о
•о
I
тз ш
о
о р
О)
0\
о
•о
I s<
•о ш ел
J3
I
3
о •о о ш Е
X
ж
ш ш
100
to
I
I
03
o.
a
80
60
40
20
25 50
Длина модели (CM) *
75
100
m о
I о
с:
I
0 25 50
Длина модели (см)
Рис. 3.14. Распределение компонентов жидкости в паровом пространстве
модели нефтяного пласта после действия ПДС: распределение компонентов
в паровом пространстве соответственно в высокопроницаемой (а)
и низкопроницаемой модели (б): I — «свободная» вода, 2 — «связанная» вода, 3 — остаточная нефть, 4 — ПДС
15-4654
225
80
О
40 H
о. 20 H ш
10
Размер пор, мк
15
20
2345 Размер пор, мк
Рис. 3.15. Распределение пор по размеру в высокопроницаемом пропласюке (а) и в низкопроницаемом пропластке (б):
1 — до ввода ПДС; 2 — промытая модель
по размерам для пропластков (рис. 3.15). Все кривые сместились в область мелких пор. Такое смещение кривой объясняет снижение проницаемости высокопроницаемого пропластка и прирост коэффициента нефтеизвлечения за счет низкопроницаемого пропластка. Таким образом, исследованиями методом ЯМР взаимодействия полимердисперсной системы с пористой средой установлена нестабильность осадков глинистых частиц из низкоконцентрированной суспензии, которые вымываются из пласта, т. е. не структурируются. Последнее объясняется еще и тем, что низкоконцентрированные суспензии из «искусственных» глин после сильного разбавления водой до 4 % практически представляют собой минеральные частицы без связующего вещества.
226
Совместная фильтрация частиц глины с ПАА сильно изменяет характер фильтрации глинистой суспензии в пористой среде, пред-отвращая преждевременное осаждение, и процесс становится регу-лируемым, чем и обеспечивается фильтрация полимердисперсной системы в пористой среде.
флокуляция глинистых частиц полимером идет, в основном, в крупных порах, что приводит к снижению в динамической части коллектора доли крупных пор и увеличению доли мелких пор за счет подключения ранее не вовлеченных в процесс мелких пор.
Таким образом, результаты проведенных экспериментов показали, что обработка пористой среды путем последовательного закачивания полимера и глины приводит к изменению характера взаимодействия их с пористой средой, снижению степени неоднородности пористой среды и увеличению охвата пластов воздействием.
Механизм взаимодействия полимера с породами и дисперсными частицами в пластовых условиях по разработанной технологии представляется следующим образом. Движущийся впереди суспензии полимерный раствор модифицирует поверхность пористой среды вследствие адсорбции и механического удержания макромолекул ПАА, снижая тем самым концентрацию раствора. Частицы глины или других пород, поступающие в пласт в виде суспензии, вступают во взаимодействие с макромолекулами полимера — с адсорбированными на породах и находящимися во взвешенном состоянии. Первый фактор, с одной стороны, снижает проникновение в мелкие поры, с другой,— приводит к прочному удержанию дисперсных частиц, а второй фактор способствует флокуляции. Наличие свободных сегментов макромолекул после первичной адсорбции обеспечивает прочную связь дисперсных частиц образующихся полимердисперсных агрегатов с поверхностью горных пород, создавая тем самым объемную, устойчивую в динамическом потоке массу.
Для обеспечения описанного механизма в полимердисперсной системе предусматривается использовать растворы с массовым содержанием ПАА 0,05...0,08 %. Увеличение расхода полимера в пластовых условиях в 6...8 раз, минимально необходимого для флокуляции в пресных водах, обусловливается следующими факторами:
а) минерализацией дисперсионной среды;
б) увеличением содержания глины;
в) необходимостью обеспечения стабилизации системы в при-забойной зоне и флокуляции в удаленных от скважины зонах.
15*-4654 227
Технологическая схема применения ПДС испытывалась на линейных моделях пластов. Неоднородный пласт моделировали путем одновременной фильтрации по двум параллельно соединенным пропласткам с разной проницаемостью.
В экспериментах использовалась следующая последовательность выполнения операций:
1) исследование проницаемости пористой среды прокачиванием воды или нефти в зависимости от цели эксперимента;
2) прокачивание через модель пласта последовательно раствора ПАА — воды — глинистой суспензии, в нескольких опытах цикл закачки повторялся в зависимости от характера решаемых задач;
3) выдерживание моделей пластов под давлением;
4) вытеснение всей системы из модели пласта водой и оценка эффективности обработки прокачиванием воды.
Эффективность воздействия ПДС на водонасыщенные пласты оценивали по изменению подвижности воды в результате обработки и остаточному фактору сопротивления. Учитывая механизм действия водоизолирующего материала на пласт, для оценки степени снижения неоднородности был введен коэффициент %, который для двухслойной линейной модели с различной проницаемостью прослоев определяется как соотношение подвижностей воды, т. е.
Х = (А/н.),:(*/ц)2, (3.6)
а уменьшение степени неоднородности определяется по формуле
Хн
(3.7)
где I и II соответствуют периодам фильтрации жидкости до и после прокачивания ПДС или другой технологической жидкости.
На первом этапе опыты проводились с отдельными моделями пласта различной проницаемости с применением технологических жидкостей в количестве l,OFnop при постоянном перепаде давления, равном 0,5 МПа (рис. 3.16). При анализе характера изменения зависимостей kl\i = f(q) подтвердилось преимущество последовательного нагнетания полимерного раствора с глинистой суспензией:
а) подвижность воды при обработке ПДС (кривая 1) снижается в 5 раз, по сравнению с обработкой глинистой суспензией (кривая 2);
б) подвижность воды после обработки ПДС при прокачивании четырех объемов воды восстанавливается всего на 36 % при обработке глиной или полимером на 82. . .90 % (кривая 3);
228
2,4
о со
о, в
ш
I
О
II
HI
2 4
Объем прокачанной жидкости, п о
О—1; Д —2;«
-3;А —4
Рис. 3.16. Изменение подвижности воды после ПДС, ПАА и глинистой суспензии:
1 и 2 — пласты, обработанные соответственно глиной и ПАА CS-6; 3 и 4 — пласты, обработанные ПДС; / и ///— области, соответствующие фильтрации воды, //— области фильтрации технологической жидкости
в) степень неоднородности пропластков уменьшается в 4...5 раз, а при использовании отдельных компонентов системы лишь в 1,2..Л,5 раза;
г) с повышением проницаемости пористой среды подвижность воды снижается более интенсивно (кривые 1 и 4). Обобщение результатов серии экспериментов с ПДС в моделях пластов с различной проницаемостью (табл. 3.11) и их математическая обработка показывают, что с увеличением проницаемости остаточный фактор сопротивления увеличивается и удовлетворительно апроксимиру-ется уравнением вида
Roct=b + ak, (3.8)
где а и Ъ — коэффициенты, определенные методом наименьших квадратов; k — коэффициент проницаемости пористой среды.
229
Таблица 3. Ц
Изменение фильтрационных характеристик моделей пластов с различной проницаемостью при обработке ПДС
Проницаемость пласта, мкм2 Массовое содержание в растворе, % Фактор сопротивления в процессе фильтрации Остаточный фактор сопротивления после прокачивания воды в количестве
ПАА глинистой суспензии ПДС глинистой суспензии 1 норового объема 3 поровых объемов
0,28 0,005 0,50 2,6 1,25 1,60 1,12
0,34 0,05 0,50 2,5 1,35 1,10 1,08
0,38 0,05 0,50 2,8 1,90 1,70 1,21
0,66 0,05 0,50 3,2 2,34 1,99 1,81
0,74 0,05 0,65 2,1 2,48 1,79 1,98
0,90 0,05 0,50 3,3 2,60 2,30 1,50
1,14 0,05 0,50 3,1 2,83 2,33 2,31
1,21 0,01 0,25 2,1 1,49 1,20 1,40
1,71 0,05 0,05 5,6 4,20 2,67 2,00
На втором этапе моделирования процессов фильтрации с применением ПДС изучалось влияние остаточного фактора сопротивления, согласно формуле (3.8), на вытеснение нефти из моделей неоднородного нефтенасыщенного пласта и охвата его заводнением. Неоднородный пласт моделировался двумя параллельно соединенными к установке УИПК линейными моделями пласта разной проницаемости, по которым после предварительного вытеснения нефти водой прокачивалась технологическая жидкость — ПДС. В начале нефть вытеснялась водой до стабилизации коэффициента нефтевытеснения Р или до полного обводнения вытесняемой из пласта жидкости. Режим заводнения моделировался постоянным расходом жидкостей, соответствующим изменениям скорости фильтрация в пределах 0,3...0,9 м/сут. В табл. 3.12 приведены характеристики моделей пластов до вытеснения нефти, использованных в одной из серии экспериментов, а результаты их —• в табл. 3.13 и 3.14.
230
i Таблица 3.12
Параметры моделей пласта до вытеснения нефти
НоМеР пласта Номер модели Коэффициент проницаемости, мкм2 Пористость, % Объем пор, мл Начальная водонасы-щенность, % Объем нефти в модели, мл
I 4 2,50 29 239 0,213 188,0
9 0,35 22 199 0,244 150,4
2 3 2,52 32 243 0,306 193,1
3 6 0,25 25 195 0,274 143,5
2 2,51 29 236 0,210 184,5
8 0,15 21 194 0,274 142,3
Анализ результатов проведенных экспериментов показал следующее. Характерной особенностью процесса первичного заводнения в первом пласте с моделями № 2 и № 8 является то, что при полном обводнении добываемой продукции (В = 100 %, рис. 3.17, в) вследствие прорыва воды по высокообводненному пропластку (№ 2) из малопроницаемого (N8) было извлечено всего 10,9 % нефти (см. табл. 3.13). Снижение фильтрационного сопротивления обводненного пласта, на что указывает рост подвижности в нем фильтрующихся жидкостей (кривая 3, на рис. 3.17) приводит к практическому прекращению процесса вытеснения нефти из малопроницаемого пропластка.
В соответствии с принятой моделью воздействия на обводненный неоднородный пласт с целью извлечения остаточной нефти закачали 0,2 порового объема 0,05%-го раствора полиакриламида марки CS-6 и столько же глинистой суспензии (ГС), содержащей 0,5 % глины.
Снижение подвижности воды в 3,2 раза в высокопроницаемом пропластке (кривая 1, на рис. 3.17, б) вследствие изменения направления фильтрационных потоков (см. табл. 3.13). Таким образом, были созданы условия для лучшего охвата нефтевытеснением менее проницаемой части модели пласта. В результате коэффициент нефтевытеснения по менее проницаемому пропластку увеличивался с 10,9 до 62,8 %, а общий — вырос с 41,2 до 63,7 % (см. табл. 3.13).
231
Таблица 3.13 Изменение нефтенасыщенности и коэффициентов нефтевытеснения до и после обработки ПДС
Номер модели Проницаемость, мкм2 Соотношение проницаемое reii пропласт-ков Нефтена-сыщен-ность, % Показатели заводнения пластов
до применения ПДС после применения ПДС
Обводненность, Остаточная нефте-насыщен-ность, % Коэффициент нефтевытеснения, % Прогнозный прирост при полном обвол нении, % Обводненность, Остаточная нефте-насыщен-ность, % Прирост коэффициента нефтевытеснения, Конечный коэффициент нефтевытеснения, %
всего по сравнению с прогнозным
2 2,5 — 78,2 100 — 64,9 — 100 — — — 64,9
8 0,15 — 72,6 0 — 10,9 — 100 — — — 62,8
2+8 — 16 76,1 100 44,7 41,2 0 100 27,5 22,5 22,5 63,7
3 2,52 — 79,4 100 — 63,6 — 100 — — — 63,6
6 0,25 — 72,5 — — 11,5 — 100 — — — —
3+6 — 10 76,3 96 43,0 43,7 12,3 100 24,7 23,8 11,5 67,5
4 2,5 — 78,6 100 — 60,5 — 100 — — — 60,5
9 0,35 — 75,6 0 — 42,3 — 100 — — — —
4+9 — 1 77,5 92 36,7 52,1 3,2 100 25,9 11,1 7,2 63,2
Таблица 3.14 Изменение фильтрационных характеристик и охвата пластов воздействием после обработки ПДС
Номер Прони- Соотношение Доля фильтрующей- Подвижность во- Остаточный Неоднород- Прирост Объем закачки во-
моделей цаемость, мкм2 проницаемости пропла-стков ся жидкости по пластам, п.о. ды в пластах при обработке ПДС, мкм2/(мПа-с) фактор сопротивления ность пластов при обработке ПДС коэффициента охвата после обработки с ПДС, % ды, п.о.
раствора глинистой до после до после при за- прогноз-
ПАА суспензии закачки закачки воднении ный при
ПДС пдс с исполь- обычном
зованием заводне-
ПДС нии
2 2,50 — 0,19 0,17 0,640 0,14 4,58 — — — — —
8 0,15 — 0,01 0,03 0,00 0,008 — — — — — —
2+8 — 16 0,20 0,20 0,640 0,149 4,33 259,0 58,0 35,8 5,0 —
3 2,52 — 0,185 0,173 0,370 0,175 2,13 — — — — —
6 0,25 — 0,015 0,027 0,062 0,011 — — — — — —
3+6 — 10 0,20 0,20 0,037 0,187 2,01 32,0 15,0 19,6 3,5 24,0
4 2,50 — 0,17 0,16 0,350 0,094 3,68 — — — — —
9 0,35 — 0,03 0,04 0,029 0,029 — — — — — —
4+9 — 7 0,20 0,20 0,386 0,123 3,30 11,8 3,2 10,6 1,8 2,4
Анализ зависимостей подвижности, остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтевытеснения от объема прокачиваемых жидкостей позволяет выявить следующие особенности механизма увеличения коэффициента вытеснения нефти из моделей неоднородных пластов:
1) несмотря на прокачку 78,2 % от общего объема ПДС через высокопроницаемый пропласток (см. табл. 3.13), коэффициент нефтевытеснения в нем не увеличивается (кривая 1, на рис. 3.17, в) т. е. ПДС не обладает более высоким нефтеотмывающим свойством, чем вода;
2) обработка неоднородного пласта ПДС снижает степень неоднородности его по подвижности жидкостей в 2...4 раза;
3) после прокачивания через модель пористой среды более трех поровых объемов воды остаточный фактор сопротивления сохраняется на одном и том же уровне, что указывает на достаточно высокую устойчивость глинополимерного комплекса в динамических условиях нефтевытеснения;
4) относительное увеличение подвижности жидкостей в менее проницаемых нефтенасыщенных пропластках и снижение ее в высокопроницаемых и промытых водой пропластках после прокачивания ПДС (кривая 3, на рис. 3.17 б и в,) указывает на избирательный характер ее воздействия, в зависимости от проницаемости пропластков и насыщенности их нефтью и водой;
5) после прохождения оторочки ПДС через высокопроницаемый пропласток, т. е после q < 2,58-Fnop подвижность жидкостей в пласте № 2 остается на уровне, который образовался при фильтрации ПДС в пористой среде (кривая 3, рис. 3.17, в), что указывает на превалирующее значение создаваемой ею остаточного фактора сопротивления для нефтевытеснения.
Эксперименты на следующих парах моделей (№ 3-6 и № 4-9) проводили по той же методике, что и на парах моделей № 2-8. Отличие заключалось в соотношении проницаемостей, составляющих 10:1 и 7:1 ив закачивании ПДС в период стабилизации коэффициента вытеснения при обводненности вытесняемой жидкости, равной 92...96 % (см. табл. 3.13). В связи с этим коэффициент нефтевытеснения определялся с учетом прогнозной нефтеотдачи без ПДС, т. е. АР рассчитывали по разнице между прогнозным (рп) и фактическим (ро) значениям вытеснения после обработки по формуле
.л f\\
АО „ //Л f} \ I /~\ /^ Ц)
?хр — ^^НФ— i^HO/ ' t^HO? v '
234
0,1
0,2 0,3 0,4 0,5 0,6
II
1.
в послои-
0 1234
Объем прокачанной жидкости, п о.
Рис. 3.17. Динамике процесса нефтевытеснения с применением ПДС. но-неоднородном пласте (а) и отдельно по пропласткам (б и в):
' коэффициент нефтевытеснения, 2 — обводненность нефти на выходе из образца пористой среды, 3 — подвижность жидкости Область фильтрации. /— раствора полимера, II— суспензии глины
235
где 2нФ> Qnn — количество вытесненной из моделей нефти, соответственно фактическое, прогнозное; gHo — начальное содержание нефти в модели пласта.
<2нп определяется расчетным путем, приняв за базу стабилизированную величину обводненности вытесняемой жидкости и экс-трополируя ее до базового значения в процессе эксперимента.
Основные закономерности влияния ПДС на нефтевытеснение, выявленные на моделях № 2-8, наблюдаются и в условиях неполного обводнения пластов. Увеличение нефтевытеснения по сравнению с прогнозным в результате повышения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых прослоев, обводненных до 100 %, составило 11,5 и 7,2 % (см. табл. 3.13 и 3.14). При этом прирост коэффициента нефтевытеснения, определяемый по формуле (3.6), увеличивается с ростом их неоднородности. С увеличением % от 3,2 до 58 Др возрастает с 7,2 до 22,5 %.
Результаты лабораторных исследований процессов вытеснения остаточной нефти из моделей неоднородных пластов с применением ПДС позволяют оценить влияние проницаемостной неоднородности пласта и объема оторочки на прирост коэффициента вытеснения. Эффективность применения ПДС возрастает с увеличением степени неоднородности коллектора — в наших экспериментах с изменением величины К\1К2 от 7 до 16 коэффициент нефтевытеснения увеличивается по сравнению с заводнением (штриховые линии) от 8 до 26 % (рис. 3.18, а). В результате обработки экспериментальных данных лабораторных исследований установлена линейная зависимость прироста нефтевытеснения от указанного соотношения, т. е.
Др,=0,24 - (Ki/K2) - 0,542. (3.10)
Степень линейной связанности Ар по К\1К2 характеризуется коэффициентом корреляции, который определяется по формуле
г = -
(З.П)
JI'.'-''-^."-?1
V (=1 V /=i
где х и у— средние значения нефтевытеснения и отношения К\1К2, х, и у,— исходные значения указанных параметров; п — число экспериментов.
236
о;
s i
О)
I о
03
70
60
50
40
30
2 3
12345
Объем прокачанной жидкости, п о
25,3 -
-О
8 32,0 I
38,7
ос со
45,4
8
52,1
X
ф
•е--&
о
3
80
70
60
50
40
23456 Объем прокачанной жидкости, п о.
Рис. 3.18. Изменение коэффициента вытеснения нефти из послойно-неоднородной пористой среды в зависимости от объема прокачанной жидкости:
а — при различных соотношениях коэффициентов проницаемостей пропластков;
отношение проницаемостей / — 1,2 — 10; .3 — 13,4 — 16;
б — при различных объемах оторочек ПДС; объем оторочек ПДС, %.
/ _ 60, 2 — 40, 3 — 20, 4 — 10
237
Коэффициенты корреляции и регрессии, полученные по этой формуле, составили г = 0,996 и d = 0,247 .Это подтверждает достаточно твердую зависимость между Api и К\ I К2 .
С ростом объема оторочки ПДС происходит как рост отбора нефти, так и увеличение коэффициента нефтевытеснения (см. рис. 3.18, б) Обработка опытных данных методами математической статистики показала линейную зависимость Др2 от объема оторочки ПДС
Ар2=2,333»гпдс- 11,833. (3.12)
Коэффициент корреляции при этом составил г = 0,933, что указывает на наличие достаточно тесной зависимости между исследуемыми параметрами.
Полимердисперсная система, состоящая из полиакриламида и глины, как показали эксперименты, не обладают лучшими нефте-вытесняющими свойствами по сравнению с водой. Прирост коэффициента нефтеотдачи пласта после обработки ПДС является следствием увеличения охвата их воздействием закачиваемой водой. Из анализа динамики роста Д(3 в зависимости от объема прокачанной жидкости видно (см. рис. 3.18, а), что в одних условиях после полного обводнения высокопроницаемого пропластка менее проницаемый нефтенасыщенный отключается из работы (кривая 4), на что указывает постоянство коэффициента вытеснения, хотя из этого пропластка извлечено всего 10,9 % начального объема нефти (см. табл. 3.13). В некоторых случаях малопроницаемые пропласт-ки продолжают работать с незначительным приростом коэффициента нефтевытеснения при обводненности продукции до 92... 99 % (кривые 1 — 3, на рис. 3.18). Закачка ПДС приводит к резкому увеличению коэффициента нефтевытеснения и ускорению отбора нефти (см. рис. 3.18). В первом из указанных условий прирост коэффициента Др4 обусловлен повторным подключением в работу менее проницаемого пропластка, т. е. в результате увеличения охвата пласта воздействием. Прирост коэффициента охвата модели пласта можно определить по балансовому методу [134]:
, (ЗЛЗ)
где ??До„ — количество дополнительно извлеченной нефти в результате воздействия ПДС; Q6an — объем нефти в малопроницаемом пропла-стке до начала заводнения (см. табл. 3.12); р' — коэффициент вытеснения нефти из малопроницаемого пропластка № 8 (см. табл. 3.14)
238
Лрохв = [75,537(326,6 • 0,62)]-100 %=35,8 %.
Таким образом, ПДС в условиях модели неоднородного пласта позволяет увеличить охват их воздействием на 35,8 % и обеспечивает прирост нефтеотдачи по сравнению с первичным заводнением.
В остальных пластах такая оценка затруднительна, так как при длительном нагнетании воды, как следует из прогноза роста коэффициента р для кривых 1—3 (см. рис. 3.18) (штриховые линии), в конечном итоге можно достичь уровня 65...68 % без обработки ПДС, но для этого требуется закачать от 2,4 до 24 п.о. воды, а при закачивании ПДС — 1,8...5,0 п.о. (см. табл. 3.15). При разработке нефтяных месторождений с заводнением закачивание более 3...4 п.о. воды экономически не всегда целесообразно. Применение ПДС в этих условиях ускоряет отбор нефти из пласта при меньших объемах закачки и позволяет выработать участки, которые при обычном заводнении остались бы невыработанными. Прирост коэффициента охвата при этом можно определить по разнице между приростом добычи нефти с использованием ПДС в конце процесса вытеснения (заводнения) и прогнозным, ожидаемым при обычном заводнении. В рассматриваемых выше экспериментах эти данные соответствуют приростам вытеснения Др1...др4 (см. рис. 3.18, а). Как показали расчеты по формуле (3.13), в экспериментах прирост коэффициента охвата неоднородного пласта воздействием составил 10,6...35,8 % (см. табл. 3.14).
Таблица 3.15
Результаты применения ПДС для ограничения притока закачиваемых вод в добывающие скважины на Ромашкинском месторождении
Номер скважины Горизонт Проницаемость, мкм2 Количество ПДС, м3 Обводненность, % Дебит нефти, т/сут
до обработки после обработки до обработки после обработки
5799* д, 0,42 210 98,4 63,3 0,20 0,22
8003* Л 0,51 170 96,1 91,7 0,90 1,00
16375 с,вв 0,68 160 99,0 99,0 0,03 0,03
6627 /~. вв <-1 0,61 220 96,8 80,1 1,90 4,20
13124 д, 0,38 422 100,0 67,0** — —
*Скважины, подлежащие ликвидации из-за высокого обводнения ** Приток воды снизился на 33 %
239
Моделированием пластовых процессов с применением ионо-генных полимеров установлена принципиальная возможность повышения нефтеотдачи неоднородного пласта на основе увеличения фильтрационного сопротивления обводненной части водоизоли-рующим материалом. Увеличение фильтрационного сопротивления с возрастанием проницаемости приводит к снижению степени неоднородности продуктивного пласта и росту охвата его заводнением (воздействием). Технологическая схема последовательно чередующегося закачивания раствора ПАА и глинистой суспензии в пористую среду, позволяет реализовать флокулирующие свойства полимеров в пластовых условиях с целью увеличения охвата воздействием водой послойно-неоднородного нефтеводонасыщенного пласта.
По результатам проведенных исследований рекомендованы следующие наиболее оптимальные условия применения ПДС, состоящей из ПАА и глинистой суспензии:
а) коэффициент проницаемости, мкм2.......................................0,15 и более
б) коэффициент пористости,%......................................................15 и более
в) минерализация воды, г/л...................................................................0...120
г) концентрация ПАА в ПДС, %.....................................................0,001...0,1
д) концентрация глины в ПДС, %......................................................0,1...1,0
е) объемное соотношение раствора полимера
и глинистой суспензии ПАА/ГС..................................................1:1 и более
На первом этапе промышленных испытаний полимердисперс-ной системой обрабатывали обводненные пласты через добывающие скв. 5799, 8003, 16375 (НГДУ "Альметьевнефть") и 6627 (НГДУ "Джалильнефть") (табл. 3.15). Основная задача состояла в изучении возможности закачки ПДС в продуктивный пласт и влияния обработки на приток жидкости. В пласт последовательно закачивали раствор полиакриламида и глинистую суспензию. В каждый цикл закачивалось по 50...70 м3 технологической жидкости при подаче насосов 2,8...3,15 м3/мин. Давление нагнетания изменялось от 10 до 15 МПа равное для верхнего карбона (скв. 6627, 16375). При этих режимах в обводненные пласты было закачано 160...220 м ПДС. Скважины осваивались через 48...72 ч после обработки.
За 4 мес эффективной работы в скв. 8003 дополнительно из обводненного пласта было извлечено свыше 100 т нефти, объем попутной воды сокращен на 1700 м3, а в скв. 6627 добыто 388 т нефти при уменьшении объема попутной воды на 20,7 тыс.м3 Текущий водонефтяной фактор при этом снизился с 30 до 4.
240
Полимердисперсная система закачивалась в скв. 13124 Холмов-кой площади при полностью обводненной продукции ее в количестве 422 м3 при аномальном пластовом давлении 18,2 МПа и при объемном асходе ее 2,0...4,0 м3/мин (рис. 3.19, в). В результате интервалы приемистости претерпели большие изменения (см. рис. 3.19, б и г), что указывает на перераспределение потоков в призабойной зоне пласта.
а
О 5
10 15 Ом-м
7796
я 7804
1812
25мВ
7796
1800
s
га 7804
7808
7872
7876
20
40 60 80
qn, (м3/сут)/м
до, м3/сут; Р», МПа
76
0,м3
800
7796
7800
2 400 м 7804
? 7808 7872
76 24
32 40
qn, (м3/сут)/м
7876
20
40 60 80
qn, (м3/сут)/м
™ис. 3.19. Геофизические (а) и промысловые рабочие характеристики (б, в, г) скв. 13124 Холмовской площади Ромашкинского месторождения до (6),
во время (в) и после закачивания ПДС (г):
и — давление нагнетания ПДС; Q — объем закачанного раствора; q0 — объемный расход нагнетания ПДС; qn — приемистость пласта
16-4654 241
Таблица3,16
Характеристика объектов внедрения
И технологические параметры закачивания ПДС на опытных участках Ромашкинского месторождения
Показатели опытного участка Значения показателей разработки опытных участков нагнетательных скважин
по пласту Д, по пласту С,"
СКВ. 11228 СКВ. 16553 СКВ. 6628 СКВ. 16671
Площадь участка, га 140,5 95,3 50,8 71,1
Плотность сетки скважин, га/скв. 28,1 23,8 16,9 17,8
Балансовые запасы участка, тыс. т 1959,1 1000,3 305,5 472,8
Проницаемость, мкм2 0,324 0,803 0,768 0,768
Пористость, доли единицы 0,188 0,212 0,324 0,224
Вязкость нефти, мПа-с 3,7 43 38 37
Обводненность продукции, добываемой с участка, % 78 82 86 86
Текущий коэффициент нефтеотдачи, доли единицы 0,595 0,279 0,339 0,404
Среднесуточный дебит жидкости всех скважин участка, т/сут. 300 131 152 187
Плотность закачиваемой воды, кг/м3 1000 1050 1125 1125
Коэффициент вытеснения, доли единицы 0,72 0,65 0,62 0,62
Объем закачанной ПДС, м3 1200 1000 1890 1890 ------- • --- — — — ^
Приемистость скважины*, м3/сут; (р, МПа) до закачки после закачки 340/9,5 288/10,5 , .... 720/13,0 570/14,2 —
пдс
242
* В числителе приемистость скважины, в знаменателе — давление до и после закачкК
Промысловые испытания в добывающих скважинах подтвердили фильтруемость компонентов ПДС в терригенные продуктивные пласты с проницаемостью 0,38...0,68 мкм2 и показали избирательность их действия на обводненную часть пласта.
На втором этапе опытно-промышленные работы с ПДС проводились по технологической схеме применения нефтевытесняющих агентов, т. е. полимердисперсной системой обрабатывали отдельные участки обводненного пласта с закачиванием ее через нагнетательные скважины.
Опытные работы проводились на участках Ромашкинского месторождения с обводненностью продукции до 78...86 % при текущих коэффициентах нефтеотдачи в пределах 0,279...0,595 балансовых запасов (табл. 3.16), что указывает на поздние стадии их разработки.
Влияние закачки ПДС на участке нагнетательной скв. 11228 с добывающими скв. 2312, 2328, 2329, 11229, 20796 проявились через 4...5 мес, — возросли дебиты нефти (Q) и снизилось содержание воды (W) в добываемой продукции (рис. 3.20, д). На участках горизонта CIBB указанное время составило 1—3 мес, а в отдельных случаях— 0,5...0,8 мес (скв. 15829, на рис. 3.21). В результате ограничения движения воды по пласту на участке скв. 11228 за 16 мес эффективной работы дополнительно извлечено 6738 т нефти (табл. 3.17), а на участках скв. 16353, 6628, 16671 — соответственно по 6968, 5575 и 7872 т за 14...19 мес. Эти данные получены по трем характеристикам вытеснения, которые дали расхождение в пределах 3...5%, что указывает на достоверность результатов. Абсолютный прирост охвата пласта, определенный по балансовому методу с использованием фактического прироста добычи составил 0,5...2,7 % (см. табл. 3.17).
На основании указанных показателей 22.12.1983 г. технология принята к внедрению в отрасли по решению ведомственной комиссии Миннефтепрома.
Следующий этап промысловых исследований был направлен на решение задач о применении полимердисперсных систем в по-лимиктовых коллекторах нефтяных месторождений Западной Си-"Ири и Мангышлакской области. Первые опытно-промышленные работы с применением ПДС были начаты на Самотлорском, Урьев-ском и Локосовском месторождениях. Опытно-промышленные работы проводились по методике, разработанной для терригенных
243
отложений месторождений У рало-Поволжья. Как видно из табл. 3.18 и рис. 3.21, изменения притока жидкости и профиля притока из пласта в скважины носят аналогичный характер с месторождения. VIM Татарстана, т. е. закачивание ПДС приводит к увеличению рабо. тающей толщины пласта и росту добычи нефти, подтверждая правомерность приведенных выше объяснений механизма действия ее и в полимиктовых коллекторах.
О 232 Ч. (м3/сут)/м
О 464 q. (М3/сут)/м
0,50
5,67 tgQ
Рис. 3.20. Диаграммы геофизических исследований (а), профили приемистости до закачки (б) и после закачки ПДС (в), графики изменения рабочих параметров нагнетания (г) и прирост добычи нефти (д) по скв. 11228 Ромашкинского
месторождения
244
Урьевское месторождение скв.573
Ромашкинское месторождение скв.15829
а б а б в
0 100 Он м 0 1ОО 200 ЗОО (мэ/сутУм 0 100 Ом м О 1ОО (мЧсутУм 0 1ОО (мЧсутУм
0 20 Ом М 0 200 400 600 MVcyr 0 50 Ом М 0 200 мЧсут 0 200 мУсут
1КС-— — "" ^UB ; . Ч ' ' Z5MB ' " 1 '
1812 1820 1828 in 1 IX — 3""Т ....... -;•".•-•.••"• : 1 1 ! 1 is; - : \ •* ! * 1090 of 1092 s ^ 1094 ^11 i : I
— т
^ -------- ^jx*
Jf*
1836 ?5 ferV^ 1096 -X^fJ | fi J*^ 1
?^^n
1844 <"^ ? 30 9 1°93 [~
5 311 313 315 317 31
Г, К
в 0 100 200 <мЭ/СутУм 0 100 (мЭ/СутУм " '
_лл-10 200 400 мЭ/суТ ^ tnep^ 200 м'/сут _____
1812 i X^ S 1090 ]
-i i i CD ili i - ^^P
1820 -1 ---- 1 ...- , S 1092 -. I
t -•*
-j-1 { с; —Jj'
1828 :t=f?*' "— 1094 -?^
1836 ^ 1096 U
1844 "7 ..... •••„ 1098
3O9 311 313 316 317 T'K
Рис. 3.21. Стандартный каротаж (а) и результаты геофизических, исследований нагнетательных скважин до (б) -t- и после обработки ПДС (в, г)
Таблица 3.] 7
Технико-экономические показатели обработки ПДС на опытных участках Ромашкинского месторождения (в ценах 1991 г.)
Показатели Участки нагнетательных скважин
по пласту А по пласту С]""
СКВ. 11228 СКВ. 16353 СКВ. 6628 СКВ. 16671
Дополнительная добыча нефти, т 6738 6968 5575 7872
Приведенная на 1 м3 ПДС, т/м3 5,2 7,0 3,0 4,2
Приведенная на 1 т ПАА, т/т 9243 16590 7240 10223
Затраты на внедрение ПДС, тыс р 13,002 7,133 7,605 3,978
Затраты на закачку 1 м3 ПДС, тыс. р 10,0 7,1 4,0 2,0
Затраты на внедрение ПДС для получения дополнительной добычи 1 т нефти, р/т 1,930 1,024 1,838 0,505
Экономический эффект, р 320,4 340,7 276,9 397,8
Экономический эффект на 1 р. затрат на внедрение ПДС, р/р 24,65 47,77 36,42 100,00
Повышение коэффициента нефтеотдачи, % 0,3 0,7 1,8 1,7
Увеличение коэффициента охвата заводнением, % 0,5 U 2,9 2,7
Продолжительность эффекта, мес 16 18 19 14
Данные исследований РГД и термометрии (см. рис. 3.21), изменения профиля приемистости как на месторождениях Татарстана, так и Западной Сибири носят различный характер при сравнительно одинаковых результатах. Их можно объединить в три группы:
1) скважины, в которых локальные значения работающей толщины продуктивного пласта возрастают за счет подключения в работу ранее разрабатываемых пропластков. В скв. 573 и 15829 Урь" евского и Ромашкинского месторождений (см. рис. 3.21) после закачивания ПДС произошло двукратное увеличение работающей толщины пласта. Такие изменения наблюдались и в скв. 15844, 26150,5891, 16671 и др.;
246
Таблица 3.18
результаты обработки ПДС обводненных участков Ромашкинского и Урьевского месторождений
Номер скважины Площадь, месторождение Горизонт Обводненность продукции, % Дополнительная добыча нефти, т
15844 Чишминская Свв 1 68,0 7917,0
16671 Чишминская С," 79,0 10849,0
15829 Чишминская С," 98,0 524,0
26150 Чишминская С," 96,0 477,0
16232 Чишминская С," 79,0 2964,0
6628 Чишминская р ВВ *-1 86,0 8776,0
5891 Миннибаевская /-. ВВ <-| 77,0 667,0
17401 Сев. Альметьевская С," 84,0 6635,0
11228 Альметьевская д. 78,0 6738,0
14840 Альметьевская А 98,0 96,0
21500 Альметьевская д. 92,0 11193,0
15752 Березовская ft ВВ <-1 96,0 8099,0
573 Урьевское м-е БВ6 84,0 15541,0
538 Урьевское м-е БВ6 54,0 7261,0
2) при неизменной работающей толщине пласта происходит перераспределение фильтрационных потоков вследствие уменьшения приемистости высокопроницаемых и увеличения ее в малопроницаемых пропластках (скв. 17401, 11228, 16232, 6628 и др.);
3) полное прекращение приемистости высокопроницаемых пропластков после обработки ПДС при подключении в работу новых пропластков (скв. 15829, 15752, 16671, 14840 и др.).
На этих участках дополнительно извлечено до 11 тыс. т нефти (CM. табл. 3.17), что указывает на подключение в работу ранее не Работавших нефтенасыщенных прослоев.
Исследования индикаторных диаграмм нагнетательных сква-Жин до и после обработки ПДС показывают, что изменение коэффициента приемистости пластов, главным образом, носят линей-Нь1Й характер (рис. 3.22). При этом происходит:
247
Скв. 11228
0 250 500 'Q. М3/сут
Скв. 15752 О 250 500
Рзаб, МПЗ
Рис. 3.22. Индикаторные диаграммы скважин до (1) и после (2) обработки ПДС
248
1) увеличение коэффициента приемистости (скв. 15752), кото-пое в основном связано с подключением в работу новых пропласт-ков(скв. 13566, 16672 и др.);
2) снижение коэффициента приемистости как в скв. 11228, в которой произошло перераспределение потоков при неизменной толщине работающей части пласта (скв. 27036, 27061, 10024,
17401);
3) коэффициент приемистости остается неизменным (скв. 3068) при колебании количества дополнительной нефти в широких пределах (скв. 21500, 3068, 15752, 14840, 16353, 27061);
4) коэффициент приемистости после закачки ПДС резко увеличивается, как в скв. 13443, индикаторные диаграммы имеют выпуклость к оси давления после достижения некоторого значения забойного давления, что характерно для трещиноватых коллекторов.
На участках первых трех групп скважин в результате обработки ПДС дополнительно извлечено от 96 до 11000 т нефти (см. табл. 3.18), что указывает на перераспределение потоков во всех случаях.
Результаты гидродинамических исследований, проведенные в добывающих скважинах экспериментальных участков, позволяют установить: после обработки нефтеводонасыщенного коллектора происходит увеличение пластового давления, что приводит к росту коэффициента продуктивности скважин. Тенденция уменьшения этого коэффициента и пластового давления до обработки изменяется после прокачивания ПДС на возрастание этих параметров во времени при снижении обводненности добываемой продукции (рис. 3.23).
Как показали исследования методом кривых восстановления давления (КВД), такой характер изменения притока жидкостей основывается на изменении фильтрационных характеристик пласта. Так, на участке скв. 4094 (Самотлорское месторождение) коэффициент гидропроводности, определенный по исследованиям в добывающих скважинах, изменяется в скв. 4095 от 8,00 до 1,86 мкм2-м/ (мПа-с), в скв. 7181 — от 20 до 2,7 и в скв. 12160 — от 0,64 до 0,46. Повторное же исследование методом КВД через 3 мес после обработки ЦЦС показало увеличение гидропроводности пласта в скв. 12160 до 1.3 мкм2-м/ (мПа-с) и рост притока нефти. При анализе кривых восстановления давления встречаются случаи неоднократного увеличения коэффициента гидропроводности после обработки ПДС. На скв. 17401 и 16671 (Ромашкинское месторождение) гид-
249
К„, т/(сут МПа)
1984 1985 1986 Год
Рис. 3.23. Изменения коэффициента продуктивности, обводненности д ваемой жидкости (а) и пластового давления (б) до и после закачки W
15754 — номер скважины, / — продуктивность К„, 2 — обводненное , 3 — пластовое давление Р„л
250
Опроводность после обработки ПДС при постоянной величине работающей толщины пласта увеличивается соответственно от 0,095
0 о,4 и от 0,0015 до 0,196 мкм2-м/ (мПа-с). На участках указанных
кважин в результате обработки дополнительно извлечено от 6,6 до j 0,6 тыс. т нефти.
Закачивание ПДС в пористую среду приводит к изменению проводимости продуктивного пласта. Для оценки глубины фильт-пации ПДС по радиусу были использованы такие параметры, как
идропроводность и пьезопроводность. Наиболее полную информацию о фильтрационных свойствах пласта дает кривая восстановления давления, которая позволяет определить не только средние значения фильтрационных характеристик в некоторых областях пласта, но и их изменения в удаленных зонах пласта и оценить само расстояние до места характеристики пласта. На рис. 3.24 представлены КВД нагнетательной скв. 15829 (НГДУ "Джалильнефть") до и после закачки ПДС. В данной скважине обработка ПДС произведена дважды через достаточно большой интервал времени. До обработки ПДС на расстоянии IgTi = 3,5 по оси времени наблюдается излом КВД. После первой обработки ПДС происходит смещение точки излома КВД в сторону больших времен — lgT2 = 3,61. Отношение времени волны возмущения до границы неоднородности до и после закачки ПДС равно TI/TZ = 1,26, что соответствует, умень-
АР, МПа
Скв. 15829
ДР, МПа Скв-1515°
3,8
4,2 \gi
. 3.24. Кривые восстановления забойного давления в нагнетательных сквазкинах Ромашкинского месторождения до и после обработки ПДС:
1 и 3 — до обработки ПДС, 2 и 4 — после обработки ПДС
251
шению коэффициента проницаемости данного участка в 1,26 раза Уменьшается и коэффициент гидропроводности в 1,9 раза — от 0,21 до 0,11 мкм2-м/ (мПа-с).
В призабойной зоне с радиусом до 50...60 м многозвенный характер КВД обусловлен релаксационными процессами высоких порядков, что осложняет изучение этой области. Происходит резкое изменение гидропроводности в призабойной зоне пласта после закачивания до 2...3 тыс. м3 ПДС (кривые 2 и 4, на рис. 3.24). Анализ характера изменения кривых КВД скв. 15150, 15829 и появление излома на других участках по оси lg т показали возможность оценки параметров фильтрации ПДС.
При анализе КВД опытных участков после обработки ПДС встречаются случаи неоднократного увеличения коэффициента гидропроводности. Например, по данным КВД участка скв. 17401 Ромашкинского месторождение значения k-hl\y. в ближней зоне после обработки ПДС возрастает с 0,005 до 0,41 мкм2-м/ (мПа-с), а по РГД происходит только перераспределение фильтрационных потоков при постоянной величине работающей толщины. На участке скв. 16671 коэффициент гидропроводности изменяется с 0, 0015 до 0,195 мкм2 -м/ (мПа-с) после закачки ПДС. Эта скважина находится в водонефтяной зоне. Как показывают результаты термометрии и исследований расходомерами в скважине, водонефтяная зона с толщиной h = 1 м, поглощающая всю закачиваемую воду, после обработки ПДС перестает принимать, что приводит к подключению в работу всей водонасыщенной части пласта толщиной 7 м. На этих участках через добывающие скважины было дополнительно извлечено 6,6 и 10,8 тыс. т нефти. Многократное возрастание величины гидропроводности в призабойной зоне в несколько раз (кривые 3 и 4, на рис. 3.24) указывает на проникновение ПДС на значительное расстояние от забоя скважин.
Анализ результатов геофизических и гидродинамических исследований показал, что под воздействием ПДС в продуктивном пласте происходят различного рода положительные эффекты. Уве" личение фильтрационного сопротивления промытых водой зо нефтеводонасыщенного коллектора после закачивания полимер-дисперсной системы на основе ПАА и глинистой суспензии прив" дит к росту пластового давления, коэффициента продуктивное^ добывающих скважин, и в итоге — извлечению дополнительно нефти. 252
Уже на первом этапе внедрения из 30 высокообводненных участков месторождений Татарстана дополнительно извлечено 99,2 тыс. т нефти.
В работе [65] приведены данные по внедрению ПДС на Абд-рахмановской площади для скважин с обводненностью продукции gO -99 %• Анализ технологической эффективности применения ПДС выполнен по участку нагнетательных скважин VI блока (рис. 3.25, табл. 3.19) горизонта Д,.
Анализ технологической эффективности по характеристикам вытеснения по методам показал, что текущая дополнительная добыча нефти по участку составляет от 1,500 до 4200 т по различным методикам (в среднем 2850 т), или 2000 т на 1 т закачиваемого полимера.
С применением ПДС на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири проведено более 1380 обработок высокообводненных участков пластов (95...98 %), что позволило извлечь дополнительно на месторождениях Республики Татарстана 2,06 млн т нефти, Западной Сибири — 2,18 млн т, других регионов — 45,38 тыс. т. (табл. 3.20) Среднее количество дополнительно извлеченной нефти в этих сложных условиях составляет более 3,1 тыс. т на 1 обработку
-f
— 1,
__2*
— 3;
.—4,
— 5
иь 3.25. Опытный участок по '«качкеЛДС. Скважины:
~~ Добывающие; 2, 3 — нагне-
в которые, соответствен-0 не проводили закачку ПДС и
качивали ее> 4- 5 ~ пласты, "ответственно а,, б, и г,, г2
253
', .' < Таблица 3.19
Объемы закачки ПДС на Абдрахмановской площади
Номер скважины Продуктивные пласты Год )акачки Объем закачки ПАА.т Обводненность участка на дату закачки, % Прирост извлекаемых запасов, т
9096 гд 1987 1,00 60,7 600
23485 гд 1987 2,00 62,7 200
13918 а 1987 1,20 70,4 720
13906 а 1987 0,80 70,4 480
8811 гд 1987 0,60 62,7 360
18907 гд 1987 0,24 62,7 140
846 a6\6i6->, 1987 0,60 71,0 360
3235 а 1987 0,88 70,4 530
17720 гд 1987 0,48 62,7 290
27910 гд 1987 0,40 62,7 240
363 а 1987 0,80 70,4 480
13929 г\ 1988 0,48 82,5 290
3388 г\ 1988 0,60 82,5 360
23489 а 1988 0,36 76,4 220
23493 а 1988 0,64 76,4 380
1102 а 1988 0,80 76,4 480
13907 г\ 1988 0,36 82,5 220
13910 а 1988 0,48 76,4 290
13903 а 1988 0,32 76,4 190
8810 г\ 1988 0,48 82,5 290
23494 г\ 1988 0,48 82,5 290
855d гг 1989 0,36 88,2 220
865d г\ 1989 0,32 55,2 190
23498 а 1989 0,38 70,3 230
14224 г\ 1989 0,50 78,9 300
254
Окончание табл 3.19
Номер с)свяжины Продуктивные пласты Год закачки Объем закачки ПАА.т Обводненность участка на дату закачки, % Прирост извлекаемых запасов, т
13922 а, в 1989 0,90 34,2 540
14040 г^ 1989 0,51 94,6 310
14246 г\гггъ 1989 0,46 94,6 270
8809 а 1989 0,83 81,9 500
9093 б& 1989 0,37 73,2 220
14228 а 1989 0,37 81,9 220
9096 гг 1990 0,50 68,1 300
23485 г\ 1990 0,85 64,8 510
13918 а 1990 1,00 82,6 600
27919 гд 1990 1,00 — 600
3388 г\ 1990 0,85 75,1 510
8811 гд 1990 1,00 — 600
при длительности эффекта до 6 лет. ОАО «Татнефть» на IV стадии разработки Ромашкинского, Ново-Елховского и других месторождений из высокообводненных (95...98 %) пластов с трудноизвлекаемыми запасами с применением ПДС ежегодно добывает дополнительно до 270 тыс. т нефти (рис. 3.26). Указанное количество нефти добыто без изменения установленных мощностей на промыслах и свойств закачиваемой воды, т. е. в результате сбережения энергии пластовых и закачиваемых вод путем ограничения фильтрации их в промытых зонах и поступления в скважины.
Несмотря на большое число разработанных и испытываемых материалов и технологий, полимердисперсные системы (ПДС) в настоящее время являются наиболее широко применяемыми методами ПНП неоднородных пластов на поздней стадии их разработки.
Масштабный анализ методов ПНП, применяемых на Ромаш кинском месторождении, подтвердил, что у ПДС наибольшая Удельная технологическая эффективность среди методов на основе Дисперсных систем. Причем удельная технологическая эффективность ПДС возрастает с ростом обводненности добываемой про-
255
Дополнительная добыча нефти, тыс т Число обработанных участков
Таблица 3.20
Результаты применения полимердисперсных систем в заводненных продуктивных пластах месторождений Поволжья и Западной Сибири (по состоянию на 01.01.2001 г.)
Месторождение Число участков Длительность эффекта, мес. Дополнительная добыча нефти, т
на 1 обработку всего
Республика Татарстан
Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское 810 6.. .60 2547 2063685
Западная Сибирь
Локосовское, Урьевское, Поточное, Лас-Еганское, По-качевское, Ю- Покачевское, Холмогорское, Варьеган-ское, Русскинское, Нивагальское, Новогоднее 249 4. ..32 3884 967166
Самотлорское 173 5 и более 5353 925951
Федоровское 93 9,5 2674 248683
Талинское 13 3...9 2477 32200
Повховское 8 2 ..12 0785 6280
Всего по Западной Сибири 536 — 4067 2180260
Республика Башкортостан
Четырманское, Аргеевское, Сатаевское, Серафимов-ское, Игровское, Арланское, Туймазинское, Южно-Максимовское, Шкаповское, Воядинское 21 1457 30600
Пермская область
Павловское, Уньвинское 15 3 984 14757
Итого по всем регионам 1382 3103 4288502
дукции. Так, при обводненности 0...50 % она составляет 3400 т, а при обводненности более 90 % — 3500 т [224].
На поздней стадии разработки нефтяного месторождения независимо от типа коллектора, свойств нефти основными объектами разработки, как правило, являются пласты с трудноизвлекаемыми запасами, доля которых в остаточных запасах непрерывно растет в результате опережающей выработки активных запасов нефти.
В структуре остаточных и извлекаемых запасов ТИЗ составляют более 80 %. Эта группа на месторождениях Татарстана (РТ) включает запасы всех залежей нефти с повышенной (10...30 мПа-с) и высокой вязкостью (30...50 мПа-с), а также маловязких нефтей в слабопроницаемых, глинистых терригенных и карбонатных коллекторах и запасы в водонефтяных зонах продуктивных пластов.
Образование объектов с трудноизвлекаемыми запасами главным образом связано со сложностью условий разработки месторождений: особенностями строения продуктивного пласта, его про-ницаемостной неоднородностью, различием физико-химических свойств насыщающих и закачиваемых жидкостей. Для решения проблемы извлечения нефти в этих сложных условиях разработки месторождений на основе увеличения охвата продуктивных пластов заводнением проводились исследования по повышению эффективности применения базовой ПДС с применением химреагентов и других материалов.
Первичное наименование ПДС в настоящее время носит в какой-то степени символический характер. Модификация базовой ПДС химическими реагентами применительно к различным условиям разработки высокообводненных объектов с трудноизвлекаемыми запасами позволила повысить эффективность воздействия на 15...25 %. За последние 10 лет на ее основе разработан новый ряд запатентованных технологий (МПДС) с учетом большого разнообразия физико-геологических, химических условий разработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти путем изменения структурно-механических, реологических свойств ПДС, модификации свойств поверхности пористой среды (табл. 3.21).
Таким образом, на основе базовой ПДС, состоящей из водного раствора ПАА и суспензии глинистых пород, с добавлением химреагентов разработан ряд технологий для отбора остаточной нефти из высокообводненных продуктивных пород с различным строением, неоднородностью по проницаемости, структурой пор и приеми-
258
Таблица 3.21
Технологии ПНП с модифицированными составами полимердисперсных систем
Способ разработки нефтяных пластов Характеристика объектов применения
Объект воздействия Породы Обводненность, %
Закачка ПДС со стабилизирующими добавками для структурирования 1 . Обводненные неоднородные пласты с высокой приемистостью (поглощающие) 2. Трещинные пласты с высокой приемистостью Терригенные Карбонатные 90...99
С применением ПДС со щелочными и др. добавками 1. Обводненные неоднородные пласты 2 Пласты с водонефтяным контактом (подошвенной водой) Терригенные 50...95
Последовательно чередующаяся закачка ПДС и ПАВ или композициями ПАВ для комплексного воздействия на пласт 1 . Обводненные неоднородные пласты 2. Продуктивные пласты с обширной промытой зоной Терригенные Карбонатные 75...9S
Закачка ПДС, содержащей ПАВ для регулирования реологических свойств Обводненные неоднородные пласты с приемистостью менее 250 м3/сут при 10 МПа Терригенные Карбонатные 50...99
Закачка ПДС, модифицированной неорганическими солями Обводненные пресной водой неоднородные пласты Терригенные 75 ..95
Закачка в пласт ПДС и продукта СТА для увеличения вытеснения нефти Обводненные неоднородные пласты Терригенные 90...99
стостью пород (см. табл. 3.21). Часть этих технологий ПДС с ПАВ ПДС с композициями ПАВ и ПДС со щелочами обладают комплексным воздействием на пласт, т. е., наряду с повышением охвата пласта заводнением, одновременно происходит и увеличение коэффициента вытеснения. Такой ряд технологий (первый этап исследований) увеличивает возможность извлечения остаточной нефти в сложнопостроенных пластах.
Дальнейшие исследования (второго этапа) подтвердили эффективность применения этих технологий и в карбонатных коллекторах. Более высокая степень трещиноватости карбонатных пластов по сравнению с терригенными, наряду с низкой проницаемостью матрицы, является одной из причин низкой эффективности методов заводнения. По результатам проведенных экспериментальных исследований на моделях пласта остаточный фактор сопротивления, создаваемый в карбонатной пористой среде, после обработки МПДС возрастает с увеличением проницаемости, так же как и для песчаников. Блокирование высокопроницаемого пропластка приводит к перераспределению потоков и скоростей фильтрации по про-пласткам и повышению нефтеотдачи пластов, прирост коэффициента нефтеотдачи возрастает с увеличением степени неоднородности.
Опытно-промышленные работы в карбонатных отложениях, проведенные с применением МПДС на нефтяных месторождениях Татарстана, Республики Коми, Удмуртии позволили извлечь на 36 участках более 55,9 тыс. т нефти (см. табл. 3.22). На месторождениях ОАО «Татнефть» на 26 участках дополнительно извлечено 43,69 тыс. т, в среднем на один обработанный участок дополнительная добыча составляет 1680 т. На участке скв. 4643 Архангельского месторождения за 6 лет дополнительно добыто 4635 т при продолжающемся эффекте (см. табл. 3.22), подтвердив тем самым целесообразность применения в карбонатных коллекторах энергосберегающих технологий.
Третий этап исследований по извлечению нефти из объектов с трудноизвлекаемыми запасами включал определение эффективности принятого в работе принципа воздействия модифицированными ПДС на пласты с вязкими и высоковязкими нефтями.
Моделированием пластовых процессов с высоковязкими нефтями (ц„= 38...90 мПа-с) при проницаемостях 0,58...0,90 мкм2 была установлена возможность повышения нефтеотдачи неоднородного пласта.
Основные результаты моделирования:
1) при вытеснении высоковязкой нефти водой из неоднородно' го пласта расход воды увеличивается в 5...6 раз по сравнению с
260
пластами с маловязкой нефтью, что указывает на необходимость затрачивания большей энергии для ее извлечения из пласта.
2) при закачивании МПДС в неоднородном пласте с высоковязкой нефтью происходит перераспределение фильтрационных потоков. Прирост нефтеотдачи при закачке 3 п.о. воды составил от 5 5 до 14,2 % в зависимости от способа модифицирования ПДС;
3) опытно-промышленные работы с применением МПДС на опытных участках бобриковского горизонта ОАО «Татнефть» с высоковязкой нефтью до 114 мПа-с, характеризующихся высокой степенью неоднородности подтвердили результаты экспериментальных исследований: за 11... 17 мес дополнительно добыто до 9923 т нефти, т. е. 3282 т на один обработанный участок.
Эффективность применения технологий с МПДС подтвердилась и на других опытных участках с высоковязкими нефтями (табл. 3.23). Это послужило основанием для широкомасштабного внедрения разработанных технологий на месторождениях с вязкими и высоковязкими нефтями.
В пластах с трудноизвлекаемыми запасами нефти наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный с одновременным влиянием множества факторов, таких, как капиллярные явления, вязкостные силы, фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью.
Применение в этих условиях традиционных способов и методов разработки часто не приводит к удовлетворительным результатам ни по уровню добычи, ни по достигнутому коэффициенту неф-теизвлечения. Очевидно, что для успешного освоения таких месторождений необходимо применение новых технологических приемов и технических решений для совершенствования разработки.
Следующее направление повышения эффективности воздействия технологий с ПДС и ее модификаций основывается на их применении при различных методах заводнения: стационарном, циклическом и др. Установлена высокая эффективность повторных закачек этой системы в НГДУ "Азнакаевскнефть", НГДУ "Заинск-нефть", на высокообводненных (98 %) участках нагнетательных скв. 6465, 3424 дополнительно добыто после трехкратной закачки 1ЩС и ее модификаций соответственно 39 и 21 тыс. т нефти.
При повторной закачке ПДС происходит уменьшение подвижности нефтевытесняющего агента в высокопроницаемых зонах пла-Ста с образованием прочных водоизолирующих систем в промытых 3°нах, что способствует более полному охвату пласта воздействием.
261
Таблица 3.22
Результаты применения модифицированных ПДС для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов
(на 01.07.2001 г.)
ОАО (НГДУ) Технологии ПНП Месторождение Горизонт Число скважин Дополнительная добыча нефти, т
нагнетательных добывающих, реагирующих на закачку всего на 1 обработку
Татнефть (Ямашнефть) мпдс Архангельское Башкирский 2 10 6642 3321
Верейский 8 39 15630 1953
Ерсубайкинское Турнейский 2 6 1192 596
мпдс-щ Ерсубайкинское Турнейский 3 12 1522 507
Татнефть (Нурлатнефть) мпдс Ивашкино-Мало-Сульчинскон Турнейский 1 4 2553 2553
МПДС-А Ивашкино-Мало-Сульчинское Турнейский 2 7 4110 2055
мпдс Аксубаево-Мошкинское Башкирский 1 5 54 54
Татнефть (Бавлынефть) мпдс Бавлинское Турнейский 2 4 390 195
Кизеловский 5 16 11595 2319
Всего по Татарстану 26 103 43688 1680
Удмуртнефть Башкирский 1 2 800 800
Коминефть Башкирский — 9 11447 1271
1 Итого по регионам 55965 1555 /
Таблица 3 .23
Результаты применения модифицированных ПДС для повышения нефтеотдачи обводненных пластов
месторождений ОАО "Татнефть" с высоковязкими нефтями
(по состоянию на 01.07.2001 г.)
НГДУ Метод пнп Месторождение Горизонт Номер опытного участка Число реагирующих добывающих скважин Дата обработки Дополнительная добыча нефти, т
„ 1 **. -'• ; 25 5 24.12.97г. 9923*
L : _ Т " г 26 5 28.12.98г. 9060*
- 27 2 1001.99г. 3109*
Нурлатнефть мпдс Ильмовское Бобриковский + + радаевский 28 4 20.03.98 г. 3889
, 29 1 05.03.99 г. 0
" i 30 2 28.10.00г. 852*
,- 31 1 04.1100г. 0
. МПДС-А Ильмовское Бобриковский + 32 2 10.10.00г. 1366*
+ радаевский 33 2 20.10.00г. 1337*
Всего г ю методам ПНП 24 29536
На 1 обработку 3282
* Эффект продолжается
Повторные закачки приводят к увеличению степени дренирова ния низкопроницаемых интервалов пласта и подключению в ак тивную разработку ранее недренируемых нефтенасыщенных пропластков.
Первые опытно-промысловые работы по испытанию повтоп ных закачек с применением ПДС проводились на Акташской площади на опытном участке нагнетательной скв. 3424. Первичная закачка на этом участке с применением ПДС была осуществлена в 1991 г. Эффективность повторной закачки оказалась достаточно высокой: дополнительно извлечено 21130 т нефти, длительность эффекта составила 34 мес (табл. 3.24).
За период с 1996 по 1999 г. на месторождениях ОАО "Татнефть" повторные закачки с применением ПДС осуществлены на 40 опытных участках, в результате внедрения которых получено более 122,0 тыс. т дополнительной нефти. Несмотря на то, что повторные закачки применяются в более сложных геолого-физических условиях (обводненность добываемой продукции до 95...98 % и истощенность пластов от 90 до 95 %), чем первичные закачки, при повторении операций с применением ПДС наблюдается значительный прирост дополнительно добытой нефти после повторного обводнения скважин (рис. 3.27). На основании этих данных можно предположить, что повторный прорыв закачиваемой воды в добывающие скважины происходит по ранее недренируемым нефтена-сыщенным интервалам продуктивного пласта.
Одним из способов повышения эффективности применения ПДС в технологических процессах совершенствования методов заводнения является модификация этих систем с применением различных химреагентов: ацетата хрома, бихромата натрия, карбоната натрия, ПАВ и др.
Ниже приводятся данные исследований фильтрационных и неф-тевытесняющих характеристик полимердисперсных систем модифицированных солями поливалентных металлов (А1С13 и СаСЬ).
Технология реализуется последовательной закачкой ПДС и алюмохлорида. В процессе фильтрации при контакте гидролизо-ванного ПАА с ионами А13+, адсорбированными на поверхности пород продуктивного пласта, функциональные группы макромолекул взаимодействуют с А13+ с образованием металлполимерных комплексов А13+—ПАА, адсорбирующихся на поверхности пористой среды.
264
Результаты повторных обработок с применением ПДС на Ново-Елховском месторождении
НГДУ Опытный участок (номер нагнетательной скважины) Дата обработки Технология ПНП Доп. добыча нефти, т
на 1 скважино-обработку за 1 мес. на скважину накопленная
Елховнефть 394 01.09.93 г. ПДС 2257 18,8 „
21.12.98г. пдс 291 13,2 2548
Елховнефть 2082 01. 10.93 г МПДС-1 1509 13,2
31 03.96г. ПДС 0 0 1509
Елховнефть 2855 01 06 94 г ПДС 2603 48,2
28.02 96 г пдс 219 0 2822
Елховнефть 920 22.02.96 г. пдс 23 0
16.03.99 г. пдс 151 7,2 174
Елховнефть 2584 15.06.96г. МПДС-2 2359 26,2
1801.99г. пдс 2962 98,7 5321
Заинскнефть 1307 01. 11.93 г пдс 5604 505
- 21.07.97г. пдс 631 11,3 6235
Заинскнефть 1540 01.06.94 г пдс 19013 56,6
11.06.97г. МПДС-2 3562 25,4 22575
Окончание табл 3 24
НГДУ Опытный участок (номер нагнетательной скважины) Дата обработки Технология ПНП Доп. добыча нефти, т
на 1 скважино-обработку за 1 мес. на скважину накопленная
Заинскнефть 2433 01.07.91 г. ПДС 5369 17,9
28. 12.96 г пдс 240 3,3 5609
Заинскнефть 2868 01.03.94г. ПДС 5269 22,9
13 08 97 г МПДС-1 566 7,9 5835
Заинскнефть 3281 01 04 95 г пдс 0 0
23.08 97 г МПДС-1 1168 22,5 1168
Заинскнефть 3424 01.0591г. пдс 0 0
30 1 1 96 г мпдс 21130 155,4 21130
100
Рис
12ОО 140О 16О 1вОО 2ООО 220О
Накопленная добыча жидкости, тыс. т
3.27. Характеристика вытеснения нефти на опытном участке нагнетательной скв. 1540 Ш-г0 блока Акташской площади
Вследствие химического связывания многозарядных ионов
(Сг , А1 , Са , Fe , Си ), присутствующих в технологической жидкости и пластовой воде, с функциональными группами (-ОН, -СООН и др.) адсорбированного ПАА происходит усиление фло-кулирующей способности полиэлектролитов. В результате поровое пространство заполняется сшитым прочным гелем полиакрилами-да. Это способствует более эффективному снижению подвижности жидкости в обводненных высокопроницаемых зонах пласта.
Последней стадией технологической схемы применения ПДС, модифицированной А1С13, является закачка глинистой суспензии. ПАА флокулирует с глинистой суспензией с образованием мине-ралполимерного комплекса (ПДС), а несвязанная глина оседает в поровом пространстве. Образующаяся полимердисперсная система внедряется в пространственную структуру сшитого поливалентными катионами А13+, Са2+ разветвленного полиакриламида, многократно повышая модуль упругости системы. На рис. 3.28 приведена зависимость модуля упругости модифицированной ПДС от содержания сшивающего агента — алюмохлорида. На рис 3.29 приведено изменение подвижности жидкости, фильтрующейся по высоко-проницаемому пропластку, после закачки ПДС-А1С13.
267
100
1:0,1 1:0,3 1:0,5
Массовое соотношение ПАА и модифицирующей добавки AlCb
Рис. 3.28. Зависимость модуля упругости от массового соотношения
ПДСиЛЮ3:
массовое содержание ПАА, %:
1 — 0,08; 2, 3 — 0,1; 4, 5, б — 0,2; содержание глины в суспензии, %: 7 — 0; 4—\;1, 5, 8 — 2; 3,6, 9—3
"о" го Р'' 1 !
а- 7>& ;*: 5 о 1 П о ----- о-о,: иГ/ 1 -ч
ЮСТЬ ЖИДК :> Л С \ 1 *"—О— -тр i ) \ --- о^г- — <т-° — °- ---- о-о ------ _о--о -----
1 m 1 § \ -Nn о . с ^ °-о — —
3 1 i W-
1 Т f 2 ? : } ^ » 5
Объем прокачанной жидкости, п.о.
Рис. 3.29. Изменение подвижности жидкости, фильтрующейся по высокопроницаемому пропластку, после закачки ПДС—А1С13:
1 — ПДС 0,4 п.о.; 2 — ПДС О, I п.о. + А1С13 0,01 п.о.
268
результаты воздействия системы ПДС-А1С13 на нефтеводона-
енную модель пласта показали:
СЬ' 1) заводнение базовой ПДС создает остаточный фактор сопро-
ления в продуктивном пласте Лост=1,46 и обеспечивает прирост
Т Атеотдачи из модели At) = 2,9 %. При создании оторочек только
Н алюмохлорида в товарной форме в тех же объемах показатели
точного фактора сопротивления и прироста нефтеотдачи со-°тавляют соответственно 1,38 и 0,4;
2) при последовательном закачивании алюмохлорида и ПДС в соотношении объемов 1:10 остаточный фактор составляет ROCT= =5,б7,аДл=13,1%;
3) увеличение фильтрационного сопротивления высокопроницаемого прогшастка за счет образования металлполимерного комплекса А13+— ПАА в пористой среде приводит к снижению подвижности воды в высокопроницаемом прогшастке от 1,45 до 0,3 мкм2/(мПа-с) (см. рис. 3.29);
4) система ПДС — А1С13 не обладает нефтеотмывающими свойствами;
5) при закачивании ПДС -— А1С13 в модели неоднородных пластов происходит увеличение коэффициента дренирования от 35,3 до 61,8 %. При этом значение нефтеотдачи модели пласта увеличивается на 13 % по сравнению с применением базовой ПДС.
Данные промысловых испытаний технологий ПНП на основе применения ПДС, модифицированной солями поливалентных металлов (А1С13, СаС12) на Акташской площади Ново-Елховского месторождения, приведены в главе 8.
На основе использования принципа повышения фильтрационного сопротивления промытых зон нефтеводонасыщенного коллектора создано множество технологий с использованием различных материалов, которые применяются практически во всех нефтяных регионах России. На месторождениях Татарстана широко используется разработанная в ТатНИПИнефти технология повышения нефтеотдачи, на основе водорастворимых полимеров и дисперсных частиц горных пород — коллоидно-дисперсионная система (КДС) [177].
Коллоидно-дисперсионные системы — осадкообразующие композиции, состоящие из 0,001...0,01 % полиоксиэтилена и 0,5...8 % бентонитового порошка, обладающие дополнительно свойствами блокировать высокопроницаемые зоны. В результате чего увеличивается охват пласта воздействием, что соответственно обеспечивает существенное повышение коэффициента нефтеотдачи. За период
269
1989—1996 гг. на месторождениях ОАО «Татнефть» по данной технологии закачано около 5,5 тыс. т глинопорошка и 22,0 т поли оксиэтилена. Количество закачанных компонентов коллоидно-дис. персионной системы на одну скважину в среднем составляет: глинопорошка — 50 т, полиоксиэтилена — 0,2 т. В результате внедре. ния технологии получено более 250 тыс. т дополнительно добытой нефти. Удельная технологическая эффективность составляет около 11000 т дополнительно добытой нефти на 1 т закачанного полиоксиэтилена, или 2200 т нефти на 1 обработанную скважину при продолжительности технологического эффекта от 1,5 до 3,0 лет [229].
На Ромашкинском месторождении в 1994 г. началось внедрение технологии ВДС [178, 226, 227]. Технология повышения охвата пласта заводнением с применением волокнисто-дисперсной системы (ВДС) основана на использовании двух дисперсных материалов: древесной муки и глинопорошка. Древесная мука в поровом пространстве промытых водой зон пласта в контакте с глиной или поверхностью пор породы образует волокнисто-дисперсную структурированную систему, способную существенно увеличить фильтрационное сопротивление высокопроницаемых интервалов коллектора. Это приводит к перераспределению сложившихся в пласте фильтрационных потоков с подключением в активную разработку ранее слабодренируемых и не охваченных воздействием зон пласта. За счет применения технологии по состоянию на 01.04.1998 г. на месторождениях ОАО «Татнефть» дополнительно добыто более 97,0 тыс, т нефти. Средняя удельная технологическая эффективность составила 2856 т дополнительно добытой нефти на 1 обработку. Продолжительность эффекта — более 3 лет при успешности обработок 91 % [178, 227].
Разработан целый ряд технологий, основанных на применении жидкого стекла в сочетании с другими реагентами и дисперсными частицами горных пород [180, 191, 228]. В основе технологии применения силикатных составов лежит его способность взаимодействовать с ионами поливалентных металлов или другими агентами с образованием водонерастворимых осадков CaSiO3, MgSiO3, Mg(OHb> Са(ОН)2 или гелеобразных систем. Перспективность использования гелеобразующих растворов на основе силиката натрия для повышения нефтеотдачи пластов обусловлена достаточно низкой стоимостью реагентов и их нетоксичностью, высокой прочностью образующегося геля и т. д. > . « -I ,
270
Закачка растворов гелеобразующих композиций на основе ядкого стекла и соляной кислоты произведена на Арланском ме-орождении в 1993 — 1996 гг. Обработка скважины гелеобразую-им составом привела к существенному изменению работы продуктивных пластов. Увеличились работающие толщины пластов и эффициенты 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 О 67. Средний прирост коэффициента охвата пластов воздействием составил примерно 0,09. В целом, накопленная добыча нефти достигла 21260 т и продолжает увеличиваться, при этом объем попутно добываемой воды уменьшился на 259910 м3.Удельный технологический эффект от применения технологии составил: по Арлан-ской площади — 18,7 т/т; по Николо-Березовской площади — 50,21 т/т. На одну реагировавшую скважину дополнительная добыча нефти составила: по Арланской площади — 774,0 т; по Николо-Березовской площади — 2128,0 т. Успешности по дополнительной добыче составляет 100 %, по снижению обводненности добываемой продукции — от 60 до 100 %.
Опытно-промысловые испытания технологии на основе модифицированных силикат-гелевых составов (МСГС), в которую для повышения прочностной характеристики геля введены наполнители глино- и катализаторныи порошок, древесная мука, проведенные на 13 опытных участках 31 залежи Ромашкинского месторождения в бобриковском горизонте, показали достаточно высокую эффективность. Среднесуточный дебит до обработки составлял 0,5 т/сут, после — 2,7 т/сут. Обводненность продукции скважин до обработки составляла — 96...99 %, после обработки — 12...74 %. Дополнительная добыча нефти на 1 т силиката натрия составила 93,9 т. Технологическая успешность работ (ограничение отборов воды) составила 100 % [229].
В работе [230] приводятся данные об испытаниях различных технологий повышения нефтеотдачи пластов: ОХА, ГеоК, ВДГеОС, БиоП и ДОС в 1992—1999 гг. на нефтяных месторождениях Неф-теюганского и Нижневартовского районов (табл. 3.25). Средняя продолжительность эффекта от обработок составляла 10... 12 мес, на отдельных участках — более 3 лет. В целом в результате вне-Дрения методов ПНП на основе повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон пласта дополнительно добыто по состоянию на 01.03.1999 г. более 1700 тыс. т нефти, в среднем
271
более 5600 т на 1 скважино-обработку и более 200 т на 1 т реаге По Севере-Даниловскому месторождению после внедрения техн^ логии ДОС отмечается увеличение среднего дебита нефти с 1 о s 11,0 до 15,0...16,0 т/сут при стабилизации текущей обводненно'ст на уровне 80...81 %. По Лазаревскому месторождению средний д бит нефти вырос с 2,5...3,0 до 5,5...6,0 т/сут, т. е. в 2 раза, а текущая обводненность упала с 93,5 до 88,0 %.
Наибольший технологический эффект имеют осадкообразую щие технологии (ДОС) — 5304 т нефти на 1 скважино-обработку 303 т нефти на 1 т реагента (см. табл. 3.25) [230].
Таблица 3 25
Эффективность применения методов ПНП на нефтяных месторождениях Нефтеюганском и Нижневартовского районов
Показатели Технологии
ОХА ГеоК ВДГеОС БиоП ДОС
Дополнительная добыча нефти, тыс т 144,5 10,9 77,6 42,5 694,8
Средний прирост дебита нефти, т/сут 2,82 2,22 1,91 1,25 5,21
Число скважино-операций с начала работ 55 4 60 29 131
Число реагирующих скважин 39 35 202 54 87
Количество используемых химических реагентов, т 927 108 739 208 2279
Дополнительная добыча нефти на одну скважино-обработку, т 2627 2730 1293 1466 5304
Дополнительная добыча нефти на 1 т химического реагента, т 156 101 105 204 303
Для полимиктовых коллекторов Суторминского нефтяного месторождения Западной Сибири, характеризующихся высокими значениями пластовой температуры, значительной неоднородностью коллекторских свойств, наличием подошвенных вод и обширных обводненных зон, слабой минерализацией пластовых вод разработаны осадкообразующие композиции на основе доступных и относительно дешевых солей металлов (железа и алюминия), технического карбамида и нитрата натрия [231]. Их особенностью является
272
Механизм образования водоизолирующих материалов в методах повышения нефтеотдачи, основанных на увеличении охвата пластов заводнением
Механизм образования водо-изолирующего материала Вид водоизолирующего материала Метод повышения нефтеотдачи пластов Технологический процесс
Взаимодействие закачиваемого реагента с минерализованнной пластовой водой > Гель, осадок Щелочно-полимерное заводнение Силикатно-щелочное заводнение Дистеллерные жидкости Попеременное нагнетание в пласт осадкообразующего раствора и сточной воды, разделяемых оторочкой пресной воды
Композиции на основе кремневой кислоты
Композиции на основе отходов
многоатомных спиртов и др [232—234]
Взаимодействие двух реагентов в пластовых условиях Гель Композиция на основе алюмо-хлорида и щелочных реагентов и ДР [187] Последовательная закачка реагентов, разделяемых оторочкой воды
Окончание табл 3 26
Механизм образования водо-изолирующего материала Вид водоизолирующего материала Метод повышения нефтеотдачи пластов Технологический процесс
Флокуляция твердой фазы глинистых суспензий Структурированная дисперсная система На основе водорастворимых полимеров (ПАА) с дисперсными частицами (ПДС) [235] Последовательная закачка ПАА и суспензии глины, разделяемых оторочкой воды
Структурированная дисперсная система На основе водорастворимых полимеров (полиоксиэтилена) с дисперсными частицами (КДС) [177] Последовательная закачка полиоксиэтилена и суспензии глины, разделяемых оторочкой воды
Волокнисто-дисперсная структурированная система На основе древесной муки с дисперсными частицами (ВДС) [178, 226, 227] Последовательная закачка древесной муки и суспензии глины, разделяемых оторочкой воды
Переход закачиваемой композиции через определенное время в гель Гель Композиции на основе нефелина Закачка раствора
Взаимодействие закачиваемого реагента с породой коллектора Гель Композиции на основе алюмо-хлорида (КХА) [ 1 82—1 86] Закачивание водного раствора реагента ,
остота в приготовлении и закачке в скважину, устойчивость и
сокая фильтрационная способность при небольших температу-
„v а в области высоких температур (75...85 °С) в течение опреде-
ен'ного времени (до 5 сут) — образование стабильного осадка в
иде гидроокисей металлов, способного селективно снижать про-
ницаемость высокообводненных пропластков.
На основании анализа литературных данных осуществлена систематизация методов повышения нефтеотдачи пластов, основанных на увеличении охвата пластов заводнением по механизму образования водоизолирующего материала (табл. 3.26).
Как следует из вышеприведенных данных, в последние годы практически на всех месторождениях России с трудноизвлекаемыми запасами нефти реализуются методы повышения нефтеотдачи пластов на основе увеличения охвата их заводнением путем изменения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых зон. В технологиях используются разнообразные химические вещества и их композиции, крупнотоннажные отходы различных отраслей промышленности. Ширркий спектр этих методов повышения нефтеотдачи пластов позволяет для каждого конкретного пласта произвести, с учетом геолого- физических условий месторождений и физико-химических свойств пластовых флюидов, выбор технологии повышения нефтеотдачи с целью максимального извлечения нефти.
3.2. Методы повышения нефтеотдачи, основанные на комплексном воздействии на продуктивный пласт
При воздействии на обводненные пласты с применением ПДС или других аналогичных технологий, направленных на увеличение только охвата пластов заводнением, остается нерешенной проблема вытеснения капиллярно удержанной и пленочной неф-тей, содержащихся в пористой среде. Как показано в работе [8], Для решения этой проблемы разработан ряд физико-химических методов повышения нефтеотдачи комплексного воздействия на обводненные продуктивные пласты. Сущность метода повышения нефтеотдачи пластов комплексного воздействия заключается в Одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении коэффициента вытеснения нефти при нагнетании в пласт технологической жидкости.
18*-4654 275
Анализы результатов исследований механизма воздействия ме тодов увеличения нефтеотдачи, применяемых на месторождениях Татарстана, показали, что комплексное воздействие на нефтевод0, насыщенный коллектор достигается при использовании следующ^ технологий:
1) закачивания алкилированной серной кислоты. Повышение нефтеотдачи основывается на образовании сульфокислот и повышении температуры пласта, способствующих увеличению коэффи. циента вытеснения, а также на образовании осадков в виде гипса и высоковязкого кислого гудрона, повышающих фильтрационное сопротивление высокообводненных зон [203]. Широкое применение метода ограничено экологической опасностью этого класса соединений;
2) щелочно-силикатного, щелочно-полимерного заводнения, а также применения тринатрийфосфата, сульфата алюминия и других реагентов, обладающих нефтевытесняющими свойствами. Комплексность действия этих технологий достигается в результате проявления этими реагентами нефтеотмывающих свойств, а увеличение охвата пласта воздействием обеспечивается образованием гелей при взаимодействии используемых реагентов с солями кальция, магния, содержащимися в пластовых и закачиваемых водах. Эти новообразования в пластовых условиях частично закупоривают поры, промытые водой, увеличивая тем самым гидравлическое сопротивление, способствуя повышению охвата пласта заводнением [203];
После образования промытых зон для повышения фильтрационного сопротивления и регулирования подвижности щелочного раствора чередуют закачки хлоридов кальция или магния и силиката натрия, усиливая тем самым гелеобразование в пластовых условиях;
3) комбинированных технологий, основанных на закачивании за водоизолирующими материалами типа ПДС нефтевытесняющих агентов ПАВ, комбинаций ПАВ, кислот и щелочей — ПДС-ПАВ, ПДС-СТА (стабилизированный тощий абсорбент), СНПХ—95М. Эти технологии базируются на перераспределении нефтеотмывающих реагентов в менее проницаемые пропластки и доотмыв нефти в основном канале [239—241]. Наиболее типичным примером является технология закачки ПДС-ПАВ, которая прошла широкое испытание на Ромашкинском месторождении, подтвердив ее эффективность при воздействии на девонский горизонт.
276
I
4) методов, основанных на совместном закачивании полиме-кислот, щелочей и растворителей, силикатных соединений с
ггАВ и другими реагентами. Указанные реагенты в пластовых ус-Биях создают и фильтрационное сопротивление, и сохраняют ефтеотмывающие свойства [203—209];
5) совместного использования физических методов (акустического, вибровоздействия) с применением нефтевытесняющих агентов [202].
На основании литературных данных осуществлена систематизация технологий повышения нефтеотдачи пластов, которая позволяет более рационально использовать их в разработке.
По вышеприведенной классификации (см. рис. 3.3 и табл. 3.3) комплексные методы повышения нефтеотдачи пластов разделены на две группы:
1) основанные на совмещении двух технологий ПНП с различным видом воздействия, из которых одна обеспечивает увеличение охвата воздействием, другая — прирост коэффициента вытеснения;
2) основанные на закачивании одной композиции, состоящей из одной, двух или более гомогенных жидкостей, которые при взаимодействии с компонентами продуктивного пласта или между собой повышают фильтрационное сопротивление обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора и повышают коэффициент вытеснения.
К первой из вышеприведенных групп относятся модифицированные ПДС (МПДС), разработанные на основе полимердисперс-ных систем с использованием поверхностно—активных веществ (ПДС с ПАВ), стабилизированного тощего абсорбента (ПДС—СТА), композиций ПАВ (СНПХ-95М), щелочных реагентов (ПДС-ЩР), предназначенных для различных сложных условий извлечения нефти из объектов с трудноизвлекаемыми запасами.
С использованием поверхностно-активных веществ разработано несколько составов ПДС-ПАВ. Введение ПАВ направлено, с одной стороны, на повышение нефтевытесняющих и реологических свойств ПДС, с другой — на улучшение структурно-механических свойств образующегося полимерминерального осадка. В первом случае ПАВ закачивается совместно с одним из компонентов ПДС глинистой суспензией [409]. Во втором _ случае водный раствор ПАВ закачивается после ПДС, чем обусловливается взаимодействие ПАВ с уже сформированным полимерминеральным осадком ПДС и пористой средой [410].
277
Таблица 3 27
Влияние ПАВ на степень набухания глины и структурно-механические свойства глинистой суспензии
Концентрация АФ9.„, г/л Степень набухания, отн. единицы Структурно-механические свойства глинистой суспензии
Напряжение сжатия, Н/м2 Коэффициент пластичности
0,5 1,14 20,5 580
1,0 1,17 20,6 612
5,0 1,18 20,8 622
7,5 1,23 21,3 676
10,0 1,49 24,4 956
30,0 1,54 25,2 1009
60,0 1,70 25,9 1182
75,0 1,77 26,7 1194
Как видно из данных табл. 3.27, увеличение концентрации ПАВ приводит к улучшению структурно-механических свойств глинистой суспензии. При малых концентрациях (до 10 г/л) ПАВ играет роль пептизатора, а рост числа глинистых частиц приводит к росту прочности тиксотропной структуры дисперсной системы. При сцеплении частиц глины в активных местах коагуляции образуются сетчатые структуры, которые связывают молекулы воды не только адсорбционными силами, но и захватывают их механически (иммобилизируют). При больших концентрациях ПАВ происходит блокировка активных коагуляционных центров, это приводит к утолщению сольватационных слоев вокруг диспергированных частиц, что увеличивает объем структуры При увеличении концентрации АФ9-и степень набухания глины возрастает.
Результаты исследований, зависимость набухаемости ПДС от ПАВ показали, что коэффициент набухания в присутствии ПАВ возрастает на 7...9 %, что является положительным фактором, способствующим увеличению охвата пласта воздействием (табл. 3 28).
278
Таблица 3.28 Влияние растворов ПАВ на набухаемость осадка ПДС
Марка ПАА 0 составе ПДС Набухание
без ПАВ в присутствии ПАВ
А В К„яб А В КНаб
CS-35 0,15 23,1 25,9 1,08 26,0 28,2
РДА-1020 — — — 0,90 27,8 30,0
В табл. 3.29 приведены результаты моделирования пластовых процессов на неоднородных пластах по методике, описанной в разделе 3.1. Закачивание в пласт раствора с массовым содержанием ПАВ марки HG-12 равном 0,05 и 5,0 % не приводит к существенным изменениям фильтрационных характеристик пласта (№ 1 и 2) — прирост нефтеотдачи составляет всего 0,1...0,3 %. При закачивании ПАВ при тех же значения массового содержания, но с ПДС прирост составил 5,9 и 6,0 % (см. пп. 3 и 4, табл. 3.29).
Введение ПАВ в пласт совместно с глинистой суспензией позволяет регулировать подвижность технологической жидкости (рис. 3 30), максимальное снижение ее наблюдается при минимальном содержании ПАВ 0,05 %.
1,0
1
0,50
m §0,25
. 1
2
01 2345
Объем прокачанной жидкости с начала закачки оторочек, п о
Рис. 3.30. Изменение подвижности жидкости при закачке ПДС без и в сочетании с раствором ПАВ:
I — ПДС(0,2п о),2 — ПДС(0,2п о) + + 5%ПАВ(0,05п о),3—ПДС(0,2п о) + + 0,05 % ПАА (до отмыв), • — переход на вытеснение закачиваемой водой
279
Опытно-промышленные работы технологии на основе
т,и
S
нения системы ПДС-ПАВ осуществлены на 11 участках Самот ""' ского месторождения, геолого-физические характеристики котоп ^ приведены в табл. 3.30. Из данных табл. 3.30 следует, что иены-/* ниями охвачено несколько продуктивных пластов группы «д» х рактеризующихся неоднородностью строения. Принятая на опы ных участках система заводнения — площадная, обводненност продукции составляет 63...95 %.
В табл. 3.31 приведены коэффициенты охвата в нагнетательных скважинах, определенные по соотношению суммарных работающих толщин к суммарной эффективной толщине
Ро=2:Лраб/Е/2эф. (3.14)
По данным механической расходометрии и с учетом изменения кривой условного термоградиента в исследуемых интервалах отмечается перераспределение работающих толщин фильтра после обработки реагентами: отключение части действующих толщин после обработок составом ПДС и участие в работе других толщин после воздействия раствором ПАВ и как следствие — изменение коэффициента охвата работающего фильтра. Отмечается также изменение приемистости скважин после воздействия реагентов, обусловленное как изменением толщин поглощающих интервалов, так и различной интенсивностью их действия.
Геофизические исследования показали положительное влияние ПДС + ПАВ на профиль приемистости скв. 15678. После обработки ПДС отмечается отключение интервала 1727,2... 1729,0 м и пропластка 1742,0...1743,0 м пласта АВЬ а после обработки раствором ПАВ — подключение пропластка в интервале 1742,0... 1743,0 м и увеличение приемистости как по отдельным работающим интервалам, так и в целом по пласту. Причем закачка ПАВ привела к дополнительному после ПДС увеличению действующей толщины и приемистости скважины. Наблюдается заметный прирост эффекта после закачки в пласт ПАВ и в добывающих скважинах этого участка, имеющих хорошую гидродинамическую связь со скв. 15678 (см. табл. 3.31). Так, показатели добывающих скв. 17783, 15677 (дебиты нефти, обводненность добываемой продукции) спустя 2,5...3 мес. после применения ПДС изменяются значительно и быстрее спустя 1,5...2 мес. после закачки в пласт ПАВ. Технологический эффект от применения системы ПДС с ПАВ, определяется по дополнительно добытому количеству нефти из пласта
280
Результаты моделирования пластовых процессов на моделях неоднородного пласта (для условий месторождений Татарстана) с применением ПДС-ПАВ
№ п/п Характеристика пористой среды Первичное заводнение Оторочки Концентрация реагентов, % И оторочки, п.о. Прирост нефтеотдачи т\, %, с начала закачивания оторочек реагентов, в количестве. i Прирост коэффиен-та вытеснения по ВП*, % Ц
к, мкм2 т,% Лн, % Р,% Л,% В, % 0,5 п. о. 1,0 п. о. 13 п. о. 2,0 п. о. 2,5 п. о. 3,0 п. о.
1 3,60 29,0 77,5 62,0 — 100 1-ПАВ (HG-12) 0,05 1,16
0,26 22,5 68,5 4,2 — 0
— 38,6 99,5 0 0,1 0,1 01 0,1 0,1 1,2 1,0
2 2,60 28,1 76,8 65,2 — 100 1-ПАВ 5,0 0,05
(HG-12) »
0,26 21,6 80,2 14,5 — 0
— 41,9 97,9 0 0,3 0,5 0,6 0,7 0,9 1,5 1,04
3 2,70 29,3 74,4 67,9 — 100 1-ПАВ (HG-12) 5,0 0,05
0,27 21,5 71,2 8,0 — 0 П-ПАА 0,05 0,25
— 43,2 98,0 HI-ГС 1,0 0,25 0,9 2,9 4,1 5,9 — — 0,5 1,64
4 2,5 30,1 80,2 68,4 — 100 1-ПАА 0,05 0,25
0,25 24,1 77,3 14,1 — 0 П-ГС 1,0 0,25
— 44,3 96 Ш-ПАВ (HG-12) 0,05 0,05 0,6 2,9 6,0 — — — 0,55 2,11
" По высокопроницаемому пласту
Таблица 3.30 Геолого-физическая характеристика опытных участков Самотлорского месторождения до начала испытания
Параметры объектов Показатели опытных участков с нагнетательными скважинами
15678 15699 15651 15710 7208 15260 7327 3517 14527
Объект разработки АВ] АВ[ АВ] + АВг-> АВ\ АВ\-3 АВ\ х~з АВы АВг-ъ+АВ^
Дата (месяц, год) начала испытания 07 1988 1 1 1988 04 1989 04 1989 03.1989 05 1989 05.1989 05 1989 07.1989
До начала испытания Коэффициент нефтеотдачи, доли ед Обводненность, % 0,363 81,0 0,431 94,0 0,265 76,0 0,351 94,0 0,498 95,0 83,0 93,0 — 63,0
Начальная нефтенасыщенность, доли единицы 0,399 0,411 0,433 0,470 0,690 0,548 0,690 0,685 0,461
Плотность нефти в ст уел , кг/м3 860 860 844 860 844 860 84 843 843
Проницаемость, мкм2 0,142 0,192 0,210 0,173 0,830 0,176 0,728 0,619 0,365
Пористость,% 23,5 23,3 26,4 24,9 27,0 25,6 27,0 27,2 24,3
Вязкость пластовой нефти, мПа с 1,45 1,45 1,45 1,45 1,45 1,45 1,45 1,51 1,51
Температура пласта, °С 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Нефтенасыщенная толщина, м 8,8 6,3 9,5 8,7 24,2 9,0 18,2 11,0 13,0
Объем пор, тыс м3 1104 1594 3856 5827 6534 5488 7162 | 6767 | 4984
Площадь участка, тыс м2 1026,5 1086,5 1537,5 2690,0 1000,0 2381,9 1457,5 1 2173,0 I 1578,0
Начальные балансовые запасы, тыс т 590,2 449,0 1148,5 1878,8 3088,3 2063,0 3390,1 / 3268,5 1 1S74,2 j
з\
Результаты промыслово-физических исследований в нагнетательных скважинах
Номера Дата заме- Качество геофизи- Интервалы Работающий интервал перфорации пласта (фильтра).
скважин, ров ГИС ческих исследова- перфорации, Данные геофизических исследований
(индекс ний и техническое (текущий за-
пласта) состояние скважи- бой), м До обработки После обработки
ны
Глубина ин- Толщина Коэффи- Глубина ин- Тол- Коэффи- Расход
тервала, м интерва- циент ох- тервала, м щина циент ох- по РГД,
ла, м вата пла- V интер- вата пла- м3/сут
ста, доли вала, м ста, доли
ед. ед.
15678 07.05.1988г. Верхняя часть ин- 1721,0...1731,5 1724,8...1725,8 1,0 0,47 1724,0... 1732,0 8,0 0,77 390
тервала перфорации
(АВ3) (доПДС) недоисследована 1735,0...1736,5 1727Д...1729,0 1,8 1735,0...1736,6 1,6
1 методом точечной 1742,0...1743,0 1734,8...1736,2 1,4 1742,0...1743,0 1,0
расходометрии
(1758,0)
25.10.1988г. (1760,0) 1723,8. .1725,0 1,2 0,40 1724,0... 1732,0 8,0 0,70 390
(после ПДС) 1726,0... 1727,0 1,0 1735,0...1736,6 1,6 120
1734,8...1736,2 1,4
13.03.1989 Кривая точечной (1754,8) 1724,8...1725,2 0,6 0,47 1724,0... 1732,0 8,0 0,77 505
расходометрии ис-
(после ПАВ) кажена влиянием 1726,0... 1727,4 1,4 1735,0... 1756,6 1,6 134
струйных и турбу- 1734,8... 1736,2 1,4 1742,0...1743,0 1,0 34
лентных потоков
1741,8...1742,6 0,8
Окончание табл. 3 31
Номера скважин, (индекс пласта) Дата замеров ГИС Качество геофизических исследований и техническое состояние скважины Интервалы перфорации, (текущий забой), м Работающий интервал перфорации пласта (фильтра). Данные геофизических исследований
До обработки После обработки
Глубина интервала, м Толщина интервала, м Коэффициент охвата пла- Глубина интервала, м Толщина интер- Коэффициент охвата пла- Расход по РГД, м3/сут
ста, доли вала, м ста, доли
ед. ед.
3517 05.04.1989г. 1758,5...1763,0 1758,0... 1762,6 4,6 0,50 1758,0... 1763,0 5,0 0,58 826
(АВг.г) (ДО ПДС) 1769,0...1772,5 1770,0.. 1772,6 2,6 1769,2... 1772,6 3,4 667
1780,0... 1786,0
(1808,0)
04.06 1989 г. (после ПДС) Интервал 1780,0.. 1786,0 м в осадке (1776,8) 1758,0...1758,8 1760,8...1761,8 0,8 1,0 0,22 1758,0... 1763,0 5,0 0,42 557 552
1769,2...1770,6 1,4 1769,2...1770,2 1,0 35
25.02 1990 г. (после ПАВ) Интервал 1780,0...1786,0м в осадке (1778,4) 1758,0.. 1762,0 1769,2... 1772,6 4,0 3,4 0,51 1758,0...1763,0 1769,2...1772,6 5,0 3,4 0,58 1757 100
результате вовлечения в процесс разработки ранее недренируе-
гх нефтенасыщенных зон пласта.
Ниже приведена технологическая эффективность применения ППС с ПАВ на опытных участках Самотлорского месторождения Спо состоянию на 01.05.1990 г.). х
Участок с номером нагнетательной Дополнительная добыча нефти,
скважины тыс. т
15681...................................................................................16,0
15678...................................................................................19,4
15699..................................................................................5,1
15651.................................................................................. 19,0
15710..................................................................................7,0
15260...................................................................................17,3
14527...................................................................................6,2
7162....................................................................................14,1
7208.....................................................................................9,9
3517.....................................................................................7,6
7327................................................."....................................9,6
Итого...................................................................................131,2
За счет применения метода ПНП на основе модифицированных ПАВ полимердисперсньгх систем на 11 опытных участках Самотлорского месторождения дополнительно извлечено 131,2 тыс. т нефти, что составляет в среднем 11,9 тыс. т на 1 скважино-операцию.
Вышеприведенные данные теоретических и промысловых исследований показывают, что модификация ПДС поверхностно-активными веществами заметно увеличивает технологический эффект от применения методов ПНП на основе повышения фильтрационного сопротивления промытых высокопроницаемых зон пласта и ускоряет его проявление.
В нефтепромысловой практике для повышения нефтеотдачи пластов в качестве нефтевытесняющего агента довольно часто используются щелочи NaOH, КОН, силикаты [243, 244] и содержащие щелочи отходы: стоки производства сульфонатных присадок [244], отработанный каустик [245], отработанная щелочь в процессах очистки газа [247] и щелочных реагентов (ЩР) [244]. Одним из типичных вариантов разработки модифицированной ПДС комплексного действия основывается на применении этих щелочных Реагентов для повышения нефтевытесняющих свойств поли-
285
мердисперсных систем. Она относится к первой группе выщеппи веденной классификации методов, представляющих две техноло гии, т. е. технология основывается на использовании раздельного закачивания ПДС и ЩР.
ЩР представляют собой жидкость темно-коричневого цвета имеет плотность 1,1... 1,2 г/см3 при 20 °С, содержит натриевые соли органических кислот в пересчете на адипинат натрия 18...30 % смолы — не более 10 %, массовая доля сухого вещества — 24...25 % ЩР имеет сильно щелочную реакцию, рН = 12,6. Вязкость ЩР в товарной форме (30%-й концентрации) составляет до 10 мПа-с.
Основные стадии взаимодействия ЩР и полимердисперсной системы между собой и компонентами продуктивного пласта представлены на рис. 3.31.
На первой стадии в процессе фильтрации гидролизованного полимера происходит адсорбция ПАА на поверхности пород, мо-дифицированых ЩР. Взаимодействие отрицательно заряженных функциональных групп макромолекул гидролизованного ПАА с поливалентными катионами на поверхности минералов способствует закреплению их на поверхности пористой среды. Адсорбция частично сшитого гидролизованного ПАА, наряду с повышением сил сцепления полимера с породой, способствует более интенсивному сужению насыщенных водой каналов и обеспечивает тем самым рост остаточного фактора сопротивления. В поровом пространстве под воздействием ионов, присутствующих в пластовой воде, происходит образование разветвленной и частично сшитой структуры гидролизованного ПАА с возрастанием молекулярной массы и высокой степени полидисперсности до 2,6...6,0, что способствует при фильтрации адсорбции и механическому удержанию полиакриламида пористой средой, снижению подвижности полимера и как следствие — повышению фильтрационного сопротивления [249].
Одними из активных взаимодействующих компонентов продуктивных пластов со ЩР являются пластовые воды и нефть. В со-
ставе пластовых вод наиболее широко представлены ионы Са и
2+
Mg, которые являются солями жесткости и реагируют со щелочными реагентами:
, Ca2+(Mg2+)+20H~->Ca(Mg2+)(OH)24-; (3.15)
Ca2+(Mg2+)
(СН2)4(СОО)2'2 -> (СН2)4(СОО)2Са (Mg)
Са2+ (Mg2+) + CO32- -> Ca(Mg) CO3
(3.16) (3.17)
286
Стадия I
Стадия II
Стадия Ш
ю
00
-J
--------т---------r 7
ЩР ЩР ЩР
+ V V +V V +
+ V +
щр .1 v +v v
+ V + +
V+V V + V + V
ЩР ЩР ЩР
____1......L.—J____
набухшая в ЩР глина
—ПАА— частично сшитый ПАА
ПАА
- ЩР —ПАА- ЩР — ПАА-
— ПАА — Са — ПАА— Mg —
— Са — ПАА — Mg— ПАА—
- ПАА— ЩР —ПАА— ЩР
...J......1____J_____L.
вязкая нефтяная эмульсия
V V
© ©
0 © 0
1 1 1".....Г
- ЩР —ПАА— ЩР — ПАА-©
- ПАА — Са — ПАА— Mg —
©
ГС
©
— Са — ПАА — Mg— ПАА—
©
- ПАА— ЩР —ПАА— ЩР -
нерастворимый осадок солей жесткости несвязанная глина
флокулированный осадок солей жесткости минералполимерный комплекс (ПДС)
Рис. 3.31. Основные стадии механизма взаимодействия ЩР и ПДС в пористой среде
Образование осадка в пластовых условиях оказывает суц венное влияние на рост фильтрационного сопротивления порис Т-среды, следовательно, на увеличение коэффициента охвата пла " воздействием. Это подтверждается результатами экспериментал * ных исследований на моделях: ROCT возрастает в 2,0...2,5 раза.
Одним из важных факторов повышения нефтеотдачи пласт при закачивании системы ПДС-ЩР является взаимодействие щ лочного реагента с нефтью с образованием солей щелочных метал лов, являющихся ПАВ. Происходит снижение межфазного натяжения на границе водный раствор — ЩР — нефть, т. е. происходит эмульгирование нефти и улучшение смачиваемости породы вод.
На второй стадии взаимодействия всей системы в пористой ере-де под действием ЩР происходит щелочной гидролиз полиакрилами-да с образованием разветвленных и сшитых макромолекул ПАА, при-водящий к увеличению прочности геля и повышению вязкости раствора. Флокуляция полиакриламида нерастворимых осадков (СаС03, MgCO3, Mg(OH)2, Ca(OH)2) и глинистых частиц, вводимых в коллектор закачиваемой водой, и частичная сшивка полиакриламида кальцием и магнием, входящими в состав пластовых вод, приводят к образованию высокопрочной структурированной дисперсной системы.
На третьей стадии включение минеральных компонентов и осажденной глины еще более упрочняет полученную водоизоли-рующую массу, что приводит к резкому снижению подвижности воды в обводненных зонах пласта.
На рис. 3.32 показана динамика процесса вытеснения нефти из модели неоднородного пласта с применением модифицированной щелочным реагентом ПДС.
Методика проведения экспериментов заключалась в следующем. После вытеснения нефти водой до стабилизации коэффициента вытеснения и фильтрационных характеристик в пласт закачивали оторочки технологических жидкостей. В качестве технологической жидкости, наряду с ПДС, использовали ЩР в товарной форме или в виде водного раствора 7,5; 15,0; 22,5%-й концентрации. Эффективность воздействия оценивали, как и в экспериментах с базовой ПДС, по остаточному фактору сопротивления пористой среды и приросту среднего коэффициента вытеснения нефти.
Методикой экспериментов предусматривалось изучение влияния на эффективность воздействия каждого компонента системы ПДС-ЩР в отдельности, объемов оторочки и ряда других технологических параметров.
288
доли ед., В, % r 100 -
0,6 0,4 0,2
о;
0,6 0,4 0,2
, доли ед '-г 100-
• 75
• 50
|3, доли ед., В, %
П 8 г 1ПЛ *VOCT
и,о 0,6 75 ( / X х •^ ^ г\ ^
? ^ .у . . у 1 Др
04 50 п ---- J, ч,4
/ х1 X Ч N. N / ^ О Э ^* ^ J
(Р 1- 25 / / Ч
// - ^ 1 ^•11
2,0
4,0
6,0
8,0
УЖ, П.О.
Рис. 3.32. Динамика процесса вытеснения нефти из модели неоднородного "ласта с применением ПДС, модифицированной ЩР.: а — по модели пласта в Целом; б — по низкопроницаемому пропластку; в — по высокопроницаемому пропластку; / — среднего значения коэффициента вытеснения рср (а) и коэффициента вытеснения в пропластках р (б, в), 1* — прогнозное значение среднего коэффициента вытеснения (а); 2 — обводненность вытесняемой нефти В; 2* — прогнозная обводненность вытесняемой нефти В„9 (а); 3 — фильтрационное сопротивление Лид.; /—оторочка ПАА; II— оторочка ЩР
19-4654
289
Таблица 3.3 2
Результаты исследований вытеснения нефти из моделей неоднородных пластов с использованием ПДС,
модифицированной ЩР
Характеристики пористой среды Результаты первичного вытеснения водой Оторочки Концентрация реагентов С, % Объем оторочки V, п.о. Прирост среднего коэффициента нефте-вытесиения (Рср, %) Остаточный фактор сопротивления
при закачки реаген- (Яост)
тов в количестве,
Проницаемость К, мкм2 Пористость т, Нефтена-сыщен-ность К„, Коэффициент неф-тевытесне-ния р, доли Средний коэффициент нефте-вытеснения Обводненность вытесняемой жидкости, В, % 0,5 п.о 1,0 п.о. 1,5 п.о. 2,0 п.о.
ед. рср, доли ед.
3,49 28,1 75,8 0,71 — 100 I — ПАА 0,05 0,10
0,26 23,4 75,8 0,09 — 0 II — ГС 1,00 0,10 1,1 1,4 2,8 3,9 1,46
— — — — 0,43 98,6
2,72 29,3 70,5 0,64 — 100 I — ЩР Товарная форма
0,26 25,7 74,2 0,14 — 0 — 0,2 0,1 0,2 0,3 0,4 1,10
— — — — 0,40 96,1 —
2,90 2,94 77,2 0,61 — 100 I — ЩР Товарная форма 0,05
0,26 24,2 78,7 0,02 0,34 0 99,5 II — ПАА III — ГС 0,05 1,00 0,10 0,10 8,0 ______ 1 12,41 16,7/22,8/ 3,20
В табл. 3.32 приведены характеристики пластов, объем и кон-трация технологических жидкостей, использованных на первом 11 экспериментов, отдельно с каждой составляющей системы
|:
и РезУльтаты их воздействия на нефтеводонасыщенныи гтпектор. На основании анализа данных, представленных в табл. 3.32 а рИс. 3.32, установлено следующее:
1) обработка промытого водой неоднородного пласта базовой гтдс создает остаточный фактор сопротивления в продуктивном пласте 7?0ст=1;46 и обеспечивает прирост среднего коэффициента вь1теснения Дрср=3,9 %. При закачивании ЩР в товарной форме при аналогичном объеме технологической жидкости эти показатели составляют 1,1 и 0,4 %;
2) при последовательном закачивании ЩР и ПДС с соотношением объемов 1:4 остаточный фактор Rocr увеличивается до 3,2, а д(3ср = 22,8 %. Кратное возрастание остаточного фактора сопротивления и среднего коэффициента вытеснения указывает на эффективность воздействия системой ПДС-ЩР;
3) образование водо изолирующей массы, повышающей фильтрационное сопротивление пористой среды, происходит в основном в высокопроницаемом пропластке (кривая 3 на рис. 3.32, в);
4) фильтрация ЩР в высокопроницаемом пропластке приводит к некоторому увеличению коэффициента вытеснения (кривая 7 на рис. 3.32, в).
Промысловые исследования эффективности технологий повышения нефтеотдачи пластов на основе применения систем ПДС -ЩР проводились на Акташской площади Ново-Елховского месторождения на участке нагнетательной скв. 1374. В результате за 12 мес. эффективной работы дополнительно извлечено 1276 т нефти. Промысловые испытания технологии приведены в главе 8.1.
Данная технология экологически безопасна для нефтяных месторождений, преимуществом ее является доступность сырьевой базы, использование готовых производственных и технологических узлов Для ее приготовления и закачки в пласт, отсутствие коррозионной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию.
Мировой и отечественный опыт показывает, что для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения движения вод в высокопроницаемых и хорошо промытых пластах эффективны гелеобразующие водоизолирующие составы на основе низкоконцентрированных водных растворов различных хи-
19М654 291
мических продуктов. Они способны избирательно фильтроваться обводненные интервалы высокопроницаемых пластов, промьггые водой участки, создавая искусственные экраны, противостоящие движению закачиваемых вод. Гелевые композиции могут быть за-качаны и в добывающие скважины для образования барьеров на пути фильтрации воды и ограничения добычи попутной воды. Отличительной особенностью данных методов является малый сум. марный расход реагентов (0,02—0,03 объема пор пласта) при высокой технико-экономической эффективности.
Научно-производственной фирмой «Иджат» разработана геле-образующая технология повышения нефтеодачи комплексного действия на основе алюмохлорида и щелочных реагентов, относящаяся ко второй группе в квалификации методов по принципу воздействия на пласт (см. табл. 3.2 и рис. 3.3). Алюмохлорид, выбранный в качестве одного из ингредиентов композиции, является отходом производства алкилирования бензола олефином, получающийся при отмыве реакционной массы от отработанного катализаторного комплекса. Алюмохлорид представляет собой гомогенную жидкость желтого цвета с зеленоватым оттенком, обладает кислотными свойствами, динамическая вязкость его составляет 4,5...5,2 мПас, хорошо разбавляется водой
В качестве щелочных реагентов используются NaOH, Na2C03, Na3PO4 и щелочной реагент ЩР. При взаимодействии алюмохлорида со щелочными реагентами происходит образование малорастворимых гелеобразных осадков:
2А1С13 + 3Na2CO3 + ЗН2О -> 2Al(OH)3 I +3CO2 t +6NaCl, (3.18)
А1С13 +3NaOH -» Al(OH)3 4> +3NaCl.
(3.19)
Наиболее полное осаждение гидроокиси алюминия происходит при рН =7,2...7,6. Вследствие очень сильно развитой поверхности гели удерживают воду за счет сил адсорбции и частично за счет капиллярных явлений.
Особенностью реакции взаимодействия алюмохлорида с карбонатом натрия и щелочным реагентом является образование не только гелеобразного осадка гидроокиси алюминия, но и выделение углекислого газа, который является высокоэффективным средством смешивающего вытеснения нефти.
В составе пластовых вод наиболее широко представлены ионы Са2+ и Mg2+, которые являются солями жесткости и реагируют со
292
печными регентами по схеме (3.18)—(3.19). Образование мало-
творимых осадков при взаимодействии растворов исследуемых
Р П030ций с пластовыми водами оказывает дополнительное по-
жительное влияние на увеличение фильтрационного сопротивле-
ия водонасыщенных зон пласта. Результаты моделирования вытеснения нефти из пористых сред
горочками алюмохлорида с карбонатом натрия представлены в табл 3.33 и на рис. 3.33, из которых следует, что фильтрационные характеристики среды изменяются тем больше, чем выше концентрация растворов и больше объем прокачанных оторочек. С увеличением концентрации алюмохлорида и карбоната натрия наблюдается тенденция к уменьшению скорости фильтрации. Последовательная закачка хлорида алюминия с карбонатом натрия приводит к росту остаточного фактора сопротивления (ROCT) и снижению степени неоднородности пласта за счет перераспределения потоков по пропласткам. Как видно (табл. 3.34), эти изменения в пласте после закачки А1С13 и Na2CO3 обеспечили прирост нефтеотдачи на 1,5...11,4%.
Исследования по моделированию вытеснения нефти из пористой среды с использованием алюмохлорида и ЩР проводились для условий Ромашкинского месторождения. По результатам лабораторных исследований (табл. 3.34) установлено следующее:
1. Обработка промытого водой неоднородного пласта алюмохло-ридом без щелочного реагента создает остаточный фактор сопротивления Яост = 1,38 и прирост коэффициента нефтеотдачи А л. = 0,5 %, а при закачивании ЩР без алмохлорида эти показатели составляют соответственно 1,10 и 0,4 %. При последовательной закачке алюмохлорида и ЩР с соотношением объемов 1:1,5 при тех же условиях /?ост возрастает до 2,53 и Ал. достигает 19,7 %.
2. Образование водоизолирующей массы, повышающей фильтрационное сопротивление пористой среды, происходит в основном в высокопроницаемом пропластке неоднородного пласта, что приводит к увеличению охвата его воздействием, т. е. подключению в работу малопроницаемого пропластка. В результате взаимодействия алюмохлорида и ЩР в высокопроницаемом пропластке наблюдается увеличение коэффициента вытеснения (кривая 1 на рис. 3.34, в и в табл. 3.33).
Прирост коэффициента нефтевытеснения (АР) высокопроницаемого пропластка после закачки алюмохлорида со ЩР в полностью
293
Таблица 3.33
Результаты исследования фильтрационных характеристик неоднородных пластов при прокачивании растворов хлорида алюминия и Na2CO3
Характеристики пористой Результаты первичного Оторочки Концен- Объем Показатели при вторичном
среды вытеснения трация отороч- вытеснении (2 п. о.)
Прони- Порис- Нефте- Коэффи- Коэффи- Обводнен- реагента С, г/л ки V, и.о. Коэффи- Фактиче- Прогноз- Прирост
цаемость тость т, насыщен циент неф- циент ность вы- циент ский коэф- ный при- коэффи-
К, мкм2 % ность К„, тевытес- нефтеот- тесняемой вытесне- фициент рост неф- циента
% нения р, дачи т\, жидкости ния Р, нефтеот- теотдачи нефтеот-
доли ед. доли ед. В, % доли ед. дачи Т], ЛТ|т % дачи Д-р.,
доли ед. %
3,6 29,9 77,7 0,64 — 100 I — АХ 100 0,06 0,64 — — —
0,254 25,3 73,1 0,02 — 0 I — пресная вода — 0,025 0,05 — ~ —
— 0,37 99,4 III — Na2CO3 50 0,14 — 0,40 1,6 1,5
iV — пресная вода 0,025
3,69 29,7 74,9 0,65 — 100 I— АХ 100 0,06 0,65 — — —
0,262 25,8 74,5 0,10 — 0 II — пресная вода — 0,025 0,29 — — —
— 0,40 45,2 III — Na2CO3 100 0,15 — 0,49 4,6 4,5
IV — пресная вода 0,025
2,52 29,6 71,9 0,76 — 100 I — АХ 230 0,06 0,76 — — —
0,25 23,1 72,9 0,11 — 0 II — пресная вода — 0,025 0,46 — — —
— 0,47 38,5 Ш — Ма2СО3 200 0,20 — 0,64 5,5 11,4
\ \ IV — пресная вода 0,025
3
ч_Х
s
I
-9-
О
1,5 1,0
0,5
a
1,5 1,0
о
0123 Объем прокачанной жидкости с начала закачки оторочек, п о
Рис. 3.33. Изменение скорости фильтрации при закачке в модель однородного пласта раствора карбоната натрия и алюмохлорида:
Оторочки /—• алюмохлорида (0,3 п о) с содержанием хлористого алюминия
а — г — 200 г/л, II— карбоната натрия (0,3 по) концентрацией, г/л а — 50,
б—100, в—150, г—200
295
Таблица 3.34
Результаты исследования фильтрационных характеристик неоднородных пластов (для условий Ромашкинского месторождения) с использованием алюмохлорида и ЩР
Характеристики пористой Результаты первичного Состав Концен- Объем Прирост нефтеотдачи (Дт|, %) Остаточный
среды вытеснения отороч- трация отороч- после прокачивания реагентов фактор соп-
ки реаген- ки К, п.о. в количестве ротивления
тов С, % Лост
Прони- Порис- Нефте- Коэффи- Коэффи- Обводнен- 0,5 п. о, 1,0 п. о 1,5 п. о 2,0 п. о.
цаемость тость насыщен- циент неф- циент неф- ность вы-
К, мкм2 т, % ность К„, тевытесне- теотдачи тесняемой
% ния|3, т|, доли ед. жидкости
доли ед. %
3,50 28,0 72,0 0,68 — 100,0 АХ 25,0 0,06
0,255 24,0 67,0 0,13 — 0
— 0,43 97,3 0,2 0,3 0,4 0,5 1,38
2,72 29,3 70,5 0,64 — 100,0 ЩР 30,0 0,14
0,265 25,7 74,2 0,14 — 0
— 0,40 96,1 0,1 0,3 0,4 0,4 1,10
3,30 30,1 68,9 0,61 — 100,0 I-AX 25,0 0,06 1
0,265 23,0 74,8 0,07 — 0 Н-ЩР 30,0 0,14
— 0,36 98,0 5,0 12,1 16,3 j 19,7 j 2,53 1
доли ед.; В, %
0,4
p, ДОЛ 0,8 0,4 0 иед.; г 100 • 75 50 25 0 Кж, пор. об В, % в R кжт
с ^ 1 ?^\^Г* ^
^ « / \ 1 др
, yC^-^SJj^-^SJ^j^ §?SS$>5^5>^^^
s\ >, WW (
/ '- | 1 >хх 1,11 -------------- 3
// | 88 % - ........ 3*
2,0 4,0 6,0 8,0 Кж, пор. об
Рис. 3.34. Динамика процесса вытеснения нефти из модели неоднородного пласта с применением алюмохлорида и ЩР:
а — по пласту в целом; б — по низкопроницаемому пропластку; в —по высокопроницаемому пропластку;
' — коэффициента нефтеотдачи т| (а) и коэффициента вытеснения Р(б, в); 1 * — базовая для коэффициента нефтеотдачи (а) и коэффициента вытеснения (в); 2 — обводненность продукции В; 2* — базовая для обводненности продукции, 3 —• фильтрационного сопротивления Лост; 3* — прогнозная для фильтрационного сопротивления Оторочки: I— ЩР; //— алюмохлорида
297
.-JTT
обводненный пропласток — это результат проявления нефтеотмы вающих свойств технологической жидкости. В аналогичных экспе риментах с использованием технологических жидкостей, не обда. дающих нефтевытесняющими свойствами, такого явления не наблюдается, например, при закачке ПДС [135, 136, 176], силиката натрия [224], вязкоупругих систем на основе полиакриламида и солей алюминия, кремневой кислоты [189], гелеобразующих композиций [2001 В табл. 3.35 показан прирост коэффициента нефтевытеснения после закачки системы алюмохлорида со ЩР.
Таблица 3 35
Прирост коэффициента вытеснения по высокопроницаемому пропла-стку модели неоднородного пласта с применением алюмохлорида
иЩР
Номер опыта 23 27 24 7 22 26 16 18 21
Прирост коэффициента нефтевы- 33 1 0 33 19 3 1 7,6 3,9 SJ 1 0
теснения (ДР), %
Закачивание композиции на основе алюмохлорида со ЩР в условиях неоднородных пластов позволяет увеличить охват их воздействием от 27,5 до 50,13 % и обеспечить прирост нефтеотдачи по сравнению с первичным заводнением (табл. 3.36).
Таблица 3 36
Прирост коэффициента охвата модели неоднородного пласта
при вытеснении нефти из пористой среды с применением
алюмохлорида и ЩР
Номер опыта 1 2 3 4
Прирост коэффициента охвата (ДР0), % 50,13 45,0 27,5 34,9
Таким образом, результаты проведенных исследований вытеснения нефти из модели пласта при доотмыве нефти закачиваемыми реагентами и выделяющимся газом, подтверждают двойное воздей' ствие системы ЩР-А1С13 на пласт, т. е. эта технология оказывает комплексное воздействие на нефтеводонасыщенный коллектор.
298
Прирост коэффициента нефтеотдачи при закачивании в пласт
д1СЬ со Щ^ Д°стигается в результате увеличения охвата пласта
0дНением и повышения коэффициента вытеснения вследствие
тмыва остаточной нефти щелочно-кислотным составом техно-орической жидкости и выделяющимся углекислым газом, оказы-ая тем самым комплексное воздействие на нефтеводонасыщенный коллектор.
В Западной Сибири опытно-промышленные работы по испытанию разработанной технологии проводились на Самотлорском, Пограничном, Западно-Суторминском, Покачевском и Урьевском месторождениях.
Основные промышленные залежи нефти Самотлорского месторождения связаны с горизонтами ABt, АВ2.з, АВ4.5, БВ8, БВ10. Одной из особенностей этих горизонтов является то, что коллекторы нефти в них представлены полимиктовыми песчаниками и алевролитами, которые содержат в среднем: кварца — 50 %, слюды — 40 %, глины — 10%. Полимиктовый состав и гидрофильность при высоком содержании глинистых минералов определяют значительную удельную поверхность и остаточную водонасыщенность коллекторов месторождения. Коэффициент вариации объема связанной воды возрастает в 1,8 раза по сравнению с Ромашкинским месторождением, что имеет важное значение при выборе реагента для воздействия на пласт.
Продуктивные пласты Самотлорского месторождения различаются по нефтенасыщенной толщине 1,8... 19,0 м, по проницаемости 0,072...0,836 мкм2. Коэффициент вариации по проницаемости и пористости в 1,6...2,1 раза превышает аналогичный показатель Ромашкинского месторождения. Улучшение коллекторских свойств и уменьшение глинистости в горизонте прослеживаются вниз по разрезу, что предопределяет неравномерность вытеснения нефти водой.
Наибольшее влияние на проницаемостную неоднородность продуктивных пластов Самотлорского месторождения оказывает глинистость, значение которой в пластах ABi.3 изменяется от 2,6 до 25,0 %. Содержание связанной нефти составляет в среднем 30,0 %. Наиболее благоприятными оказываются участки с повышенным ^Держанием нефти, достигающим 40...50 %. Как показано исследованиями РГД в условиях пласта БВ8 Самотлорского месторожде-ния, коэффициент текущего охвата в однородных пластах составил Р = 0,58, а в неоднородных — 0,40.
299
Характерной особенностью месторождений Западно-Сибип ской нефтегазовой провинции является высокая степень микроне-однородности продуктивных пластов. Вариации значений проницаемости, пористости и связанной воды для коллекторов последних гораздо выше, чем для продуктивных терригенных коллекторов месторождений Волго-Уральской нефтегазовой провинции. Отличия эти в значительной мере обусловлены вещественным составом коллекторов.
Результаты проведенного анализа позволили выделить следующие критерии применимости метода в зависимости от особенностей физико-геологического строения продуктивных пластов на Самотлорском месторождении и свойств насыщающих их жидкостей, которые являются основой для проведения испытаний технологии с применением алюмохлорида со щелочными реагентами:
1. Высокая степень проницаемостной неоднородности пород в разрезе скважин.
2. Зональная неоднородность коллектора.
3. Микронеоднородность и анизотропность монолитных пластов, связанные с присутствием в разрезе мелких пропластков с ухудшенной проницаемостью.
4. Высокая обводненность добываемой продукции — 70.. .90 %.
5. Сосредоточение остаточных запасов нефти в низкопроницаемых зонах, для вытеснения которых необходимо комплексное воздействие на пласт — одновременно с ограничением движения вод улучшить нефтевытеснение.
6. Разработка месторождения с применением методов заводнения, приводящих к преждевременному обводнению добывающих скважин.
7. Низкая нефтеотдача, не превышающая 30...40 % от геологических запасов.
8. Высокая температура пласта, достигающая 90 °С.
На Самотлорском месторождении опытно-промышленные работы проводились на участках нагнетательных скв. 16290, 16287. Участок скв. 16290 весьма неоднороден по толщине вскрытых пластов — толщина пропластков изменяется от 6 до 9 м. Неоднородность наблюдается и зонально, толщины пропластков сильно изменяются в направлении от нагнетательных к добывающим скважинам, имеются случаи выклинивания отдельных пропластков. К тому же проницаемость этих пропластков изменяется в широком диапазоне в каждой скважине (табл. 3.37).
300
31
Характеристика пластов опытного участка скв. 16290 Самотлорского месторождения
Скважина Номер Интервал пер- Толщина, Пористости, Коэффициент прони- Обводненность добы-
пропластка форации, м м % цаемости, мкм2 ваемой продукции, %
Нагнетательная 1 1802,1...1805,3 2,3 22,8.. .28,8 0,043...0,220
16290
2 1806,3... 1806,9 0,6 24,9 0,075
3 1807,9... 1809,3 1,4 24,9 0,096 —
Л 1813,5. ..1815,3 1,8 23,7 0,094
5 1816,8.. .1825,0 9,0 19,7.. .26,6 0,120
Добывающая 1 1803,1...1806,9 3,8 26,4 0,45
16268
2 1807,6.. .1812,5 4,9 26,4...28,5 0,96...0,120 51,0
3 1817,8.. .1808,5 0,7 24,1 0,007
4 1821,5...1822,7 1,2 22,6 0,056
Добывающая 1 1801,3...1804,7 3,2 24,4...27,6 0,087...0,110
16269
2 1805,1... 1808,1 3,0 24,0... 29,0 0,120...0,190
3 1808,5... 1874,9 0,8 29,0 0,220 53,7
4 1814,8...1818,7 1,9 24,9 0,210
Добывающая 1 1799,4... 1802,5 •3,1 25,8 0,130
16280
2 1803,4...1807,2 3,8 25,2.. .29,0 0.130...0.320
Окончание табл 337
Скважина Номер пропластка Интервал перфорации, м Толщина, м Пористости, % Коэффициент проницаемости, мкм2 Обводненность добываемой продукции, %
Добывающая 16280 3 4 1808,2...1808,9 1809,9...1810,9 0,7 1,0 26,4 22,2 0,130...0,320 0,240 82,6
5 1813,7...1814,8 1,1 24,9 0,284
6 1816,9.. .1817,9 1,0 24,7 0,284
Добывающая 16310 1 2 1806,7... 1812,2 18 15,8.. Л 825,2 5,5 4,4 25,5. ..28,7 28,1 0,085...0,410 0,085...0,410 87,2
3 1821, 6.. .1824,7 3,1 26,6 0,120
Добывающая 16311 1 2 1801.4..Л 803,2 1804,4.. Л 805,0 2.2 0,6 27,2 23,4 0,045...0,044 0,008 89,0
3 1805.4...1 806,6 1,2 23,4 0,008
Добывающая 16291 1 2 1808,1...1809,1 1808,8..Л814,6 1,0 4,7 27,5 28,8 0,045 0,045
3 1808,1. ..1809,9 4,8 26,6.. .29,0 0,086...0,140 95,8
4 1800,4... 1813,0 3,6 27,9 0,380
5 1816,8... 1817,6 0,8 19,1 0,073...0.063
\ 6 1820,4...! 822,3 1,9 24,7 0,125 l /
В табл. 3.38, а приведена характеристика выбранных объектов гямотлорского месторождения для закачивания гелеобразующей «стемы алюмохлорид — ЩР. В опытных скв. 16290 и 16287 при сравнительно небольшой проницаемости пластов соответственно г? и 108 мкм2 приемистость их составляет 940 и 1096 м3/сут при давлении закачки воды на устье 14,5 и 13,5 МПа.
Таблица 3.38 а
Характеристики объектов Самотлорского месторождения для закачки гелеобразующей композиции алюмохлорид -ЩР
Геолого-физические показатели Номера нагнетательных скважин
16287 16290
Объект разработки АВ,(3) АВ,(3)
Толщина пласта, м: общая эффективная 7,6 5,0 15,6 9,4
Пористость,% 23,7 25,3
Проницаемость, мкм2 0,056 0,108
Интервалы перфорации, м 1799,0... 1802,0 1808,0... 1809,5 1811,5...1815,0 1802,5. ..1809,5 1813,5...1816,0 1820,0... 1825,0 (по данным геофизики за май 1 995 г. интервал 1820.. .1825 не принимает воду)
Текущий забой, м 1827 1857,8
Приемистость, м3/сут 940 1096
Давление закачки, МПа 14,5 13,5
Пластовое давление, МПа 19,4 23,3
Накопленная закачка воды с начала разработки, м3 1003962 1167027
^ластовая температура, °С 85 90
303
Рост добычи нефти в добывающих скважинах начинается рез некоторое время после закачки системы алюмохлорид — (рис. 3.35). В скв. 16290 это время составило 0,4 мес. На рис 3.36 прц, ведены стандартные геофизические диаграммы КС и ПС, а также профили поглощения закачиваемой воды пластом, замеренные расходомером типа РГД до и после обработки пласта алюмохлоридом с Щр в скв. 16290. Анализ кривых показывает перераспределение потоков в призабойной зоне пласта и увеличение охвата его заводнением на 27 % за счет подключения в работу ранее не работавших прослоев.
В результате закачки в работу подключились менее проницаемые алевролитовые пропластки в интервалах 1807,3... 1808,0, 1815,2... 1816,8, 1820,2...1821,0 м. При взаимодействии алюмохлорида со ЩР в пластовых условиях происходит перераспределение потоков из интервала высокопроницаемых пропластков в менее проницаемые, что подтверждает увеличение фильтрационного сопротивления высокопроницаемых пропластков, вследствие образования геля.
Дополнительная добыча нефти на февраль 1996 г. (через 3...4 мес. после обработки) на участке скв. 16290 составила 4664 т, (см рис. 3.35) на участке скв. 16287—1053 т. Описанный выше характер изменения притока нефти из обводненных пластов типичен для всех шести опытных участков Самотлорского месторождения, обработанных А1С13 с ЩР. Дополнительная добыча нефти по этим участкам на 01.04.1997 г. составила 52,3 тыс. т.
830
о
3
е-
I
a 8io
820
S? А
VQ §
I
800 790 780 770 760
02.96
01.96
ден=4бб4т^?95и95
.95
9.95
8.95
7,2 7,3 7,4 1,5 7,6 7,7 7,8
Рис. 3.35. Характеристика вытеснения нефти на участке нагнетательной скв. 16290 Самотлорского месторождения после закачки гелеобразующей позиции (алюмохлорид + ЩР) по Камбарову
304
(м3/сут)/м 100 0 100 200 200 0 200 м7сут
Рис. 3.36. Диаграммы геофизических исследований нагнетательной скв. 16290
и профиля приемистости пласта до (б) и после (в) закачивания
гелеобразующей композиции:
— низкопроницаемый пропласток
В целом на месторождениях Западной Сибири из высокообвод-ненных пластов дополнительно извлечено 166,14 тыс. т нефти, что вставляет 7,55 тыс. т на один обработанный участок. При этом значительная часть скважин продолжает работать в условиях полимик-коллекторов при температурных условиях пластов до 90 °С.
305
Опытные работы по применению гелеобразующих технологи^ комплексного действия проводились на обводненных участках Р0х машкинского месторождения в продуктивных пластах девонского ц бобриковского горизонтов (см. табл. 3.38, б).
Основная часть опытных работ с А1С13 и ЩР проводилась 8 сложных условиях девонского горизонта, имеющего достаточно однородное строение пластов с более низкой проницаемостью от 0,1 до 0,25 мкм2.
Состояние разработки Ромашкинского месторождения охарактеризовано во многих работах [57, 76, 77, 202, 259], в которых показано, что оно находится на поздней стадии разработки (Ш—ГУ стадии). Этот период разработки пласта характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции — 75...99 % (см. табл. 3.38). Одной из главных причин преждевременного обводнения скважин при отборе нефти не более 0,35...0,50 % от балансовых запасов на Ромашкинском месторождении является проницаемостная неоднородность продуктивных пластов [259]. Основная масса закачиваемой воды в этих условиях фильтруется по высокопроницаемым интервалам нефтеводонасыщенного коллектора, оставляя невыработанной его низкопроницаемую часть, которая относится к категории объектов с трудноизвлекаемыми запасами.
Основными объектами разработки являются пашийские, кы-новские и бобриковские горизонты, в промысловой .практике индексируемые как До, Да, Д] и С„, которые сложены в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с переслаиванием аргиллитов и глинистых прослоев. Для коллекторов песчано-алевролитовых пород характерна кварцевая цементация и достаточно однородный гранулометрический состав (средний диаметр зерен мелкозернистых песчаников составляет 0,11—0,15 мм), а крупнозернистых алевролитов — 0,01 мм). Толщина горизонта достигает 50 м.
На месторождениях Татарстана и Западной Сибири метод ПНП комплексного воздействия с применением алюмохлорида и щелочного реагента позволил извлечь дополнительно 229,8 тыс. т нефти (табл. 3.39).
Таким образом, применение гелеобразующей композиции на основе хлорида алюминия и щелочных реагентов приводит к перераспределению потоков в продуктивном пласте и росту дебита нефти, вследствие увеличения охвата пласта воздействием и повышения коэффициента нефтевытеснения. Закачивание взаимо-
306
Таблица 3.3& б
Данные по опытным участкам нагнетательных скважин Ромашкинского месторождения до обработки
с применением алюмохлорида со ЩР
1
НГДУ Площадь Номер участка, скважина Номера добывающих скважин Индекс пласта Дата закачки (мес., год) Дебит нефти, т/сут Обводненность продукции, %
"ЛН" Южно-Ромашкинская Нагнетательная 9359а 9332 9332а Дл,а 01.1996 2,8 0,6 92,7 85,1
9360а 1,4 24,3
"ЛН" Южно-Ромашкинская Добывающая 9279 — А 06.1996 3,0 96,9
"ЛН" Лениногорская Добывающая 5051 — Л 07.1996 0,3 99,6
"АН" Севере- Альметьевская Нагнетательная 10140 21163 2189 Дьа 08.1996 23 1,3 61,4 74,8
2190 1,5 92,0
2192 0,7 99,0
"АН" Северо-Альметьевская Нагнетательная 21316 10135 А, « 08.1996 3,8 90,1
Примечание. "ЛН", "АН" соответствуют названиям НГДУ "Лениногорскнефть" и НГДУ "Альметьевнефть".
Таблица 3.39
Результаты внедрения технологии комплексного действия
с применением гелеобразующей композиции на нефтяных
месторождениях Татарстана и Западной Сибири
(по состоянию на 01.01.2001 г)
Нефтедобывающие организации Число обработок Дополнительная добыча нефти, т
Всего на 1 скважино-обработку
Татарстан
НГДУ "Альметьевскнефть" 4 8572 2413
НГДУ "Азнакаевскнефть" 4 49392 12348
НГДУ "Заинскнефть" 1 1837 1837
НГДУ "Иркеннефть" 2 240 120
НГДУ "Лениногорскнефть" 9 3614 402
Всего по Татарстану 20 63655 3183
Западная Сибирь
ОАО "Ноябрьскнефтегаз" 12 98862 8238
ТПП "Лукойл- Лангепаснефтегаз" 4 14985 3746
ОАО "Черногорнефть" 6 52300 8380
Всего по Западной Сибири 22 166147 7552
Итого по всем регионам 42 229802 5471
действующих между собой и с компонентами продуктивного пласта реагентов, блокирующих промытые каналы нефтеводонасы-щенного коллектора, обеспечивает вытеснение нефти из менее проницаемых пропластков, подтверждая тем самым целесообразность развития направления по разработке методов комплексного воздействия. Обработка высокобводненных пластов системой "алюмохлорид —- ЩР" обеспечивает повышение их нефтеотдачи на 0,6... 1,9%.
К методам повышения нефтеотдачи комплексного действия относится и силикатно-щелочное воздействие (СЩВ). Силикатно-
308
елочное воздействие на пласт основано на образовании регули-
мых осадков на заданном расстоянии от забоя нагнетательной кваясины за счет смешения реагентов осадкообразующей пары и отмыва нефти Регулирование проницаемости водопроводящих каналов пласта проводят путем закачивания в нагнетательные скважины оторочек смесей гидроксида натрия, жидкого стекла и полиакриламида, разделенных оторочками пресной воды. Гидро-ксиД натрия при смешении со сточной минерализованной водой образует подвижный осадок гидроксида магния. При этом проницаемость пористой среды практически не снижается. Для уменьшения подвижности образующегося осадка и увеличения степени снижения проницаемости пористой среды в раствор гидроксида натрия добавляют полиакриламид и жидкое стекло. Двуокись кремния, выпадающая при смешении раствора жидкого стекла со сточной водой снижает проницаемость пористой среды в 4...5 раз. Добавка полиакриламида, кроме снижения подвижности осадка, связывает между собой и со стенками пор отдельные кристаллы гидроксида магния.
Область применения технологии — месторождения с высокими скоростями прорыва воды, заводняемые сточными минерализованными водами, преимущественно в поздней стадии разработки с высокой приемистостью нагнетательных скважин, окруженных высокообводненными добывающими скважинами (обводненность более 80...90 %), эксплуатирующими песчаные пласты [69].
В 1990 г. на Абдрахмановской площади на опытном участке было начато силикатно-щелочное воздействие. Были выбраны три очаговые нагнетательные скважины: 8849, 9116 и 9190. В большинстве окружающих добывающих скважин обводненность нефти составляла 90...98 %. Первое нагнетание щелочного раствора (аммиачной воды) с добавкой полимера было проведено в 1990 г. в выбранные очаговые нагнетательные скважины, через год закачку этого раствора повторили. В третий раз в октябре 1996 г. был закачан си-ликатно-щелочной полимерный раствор в ранее выбранные скв. 8849 и 9190. Из-за ремонта водовода в очаговую скв. 9116 в третий раз закачивание силикатно-щелочного раствора не проводилось, вместо него произведена закачка в нагнетательную скв. 8985.
В табл. 3.40 представлены показатели добычи нефти на опыт-Ном участке с 1989 г. Как видно из данных табл. 3.40 в 1989 г. сРеднегодовая обводненность продукции, отбираемой из добываю-
скважин опытного участка нагнетательной скв. 8849, составляла
309
Таблица 3 40 Показатели разработки опытного участка с применением силикатно-щелочного воздействия
Год Участок нагнетательной скв. 8849, Участок нагнетательной скв. 9116, Участок нагнетательной скв. 9190, Всего по опытному
реагирующие скв. 861, 1105, 8848, 9114, 14061. реагирующие скв. 813, 9115, 9195, 14080. реагирующие скв. 313, 9118, 9189, 9191. участку
Даты обработки: Даты обработки: Даты обработки:
08.06 — 22.06.1990, 02.07 — 09.07.1990, 23.07 — 28.07.1990,
04.12 — 16.12.1991, 28.10 — 08.11.1991 17.10 — 06.11.1991,
17.10 — 18.10.1996 28.10 — 18.10.1996
бн бж В бн бж В бн бж В би бж В
1989 10,91 230,9 95,3 7,2 110,0 93,5 5,67 133,5 95,8 23,8 474,4 95,0
1991 6,52 132,06 95,1 4,66 89,0 94,8 6,94 154,6 95,5 18,13 376,2 95,2
1992 5,4 81,1 93,4 2,41 50,9 95,3 6,46 132,6 95,1 14,25 264,95 94,6
1995 5,36 77,3 93,1 3,8 37,4 89,8 4,3 71,7 93,8 13,4 186,3 92,8
Примечание QH> Q* — годовая добыча нефти и жидкости соответственно, тыс т, В — обводненность, %
0<5 з %. В результате силикатно-щелочного воздействия в скв. 8849 в 1092 г. среднегодовая обводненность отбираемой жидкости по до-, вающим скважинам снизилась до 93,4 % и стабильно держалась 1993—1995 гг. Заметная стабилизация обводненности наблюдает-я и в добывающих скважинах опытного участка нагнетательной скв- 9190 (в целом по опытному участку за рассматриваемый период работы добывающих скважин добыча жидкости снизилась не только за счет уменьшения обводненности, но и за счет остановки скв 313, 9114 и 9191, переведенных в разряд ликвидированных или законсервированных). Балансовые запасы нефти опытного участка оцениваются приблизительно в 15 млн т. Начиная с начала разработки опытного участка, на 01.01.1996 г. из пластов Д] добыто 12,9 млн т жидкости, в том числе 6,1 млн т нефти. За тот же период в пласты закачано 11,1 млн м3 вытесняющего агента (пресной + сточной воды) Среднегодовая обводненность жидкости в 1995 г. по добывающим скважинам участка составила 92,8 % против 95,0 в 1989 г. — перед началом силикатно-щелочного воздействия. Текущая нефтеотдача по опытному участку составила 40,7 %.
Результаты силикатно-щелочного воздействия показали, что закачивание осадкообразующих силикатно-щелочно-полимерных реагентов в неоднородные по проницаемости пласты позволяют за счет осадкообразования отключать высокообводненные слои пласта. Циклическое силикатно-щелочное воздействие уменьшает неоднородность пласта, что в свою очередь влияет на охват пласта заводнением, а присутствие щелочи в данном методе ПНП способствует увеличению нефтеотмывающих свойств.
В ТатНИПИнефти разработан ряд композиционных составов на основе водорастворимых АФ9 и и маслорастворимых АФ9-в неионо-генных ПАВ (НПАВ) для повышения нефтеотдачи высокообводненных пластов [252]. Известно, что необходимым условием эффективного применения ПАВ для доотмыва остаточной нефти является снижение межфазного натяжения на границе углеводородная система — вода до величин 102...10"3 мН/м. Основная концепция разработки нефтевытесняющих композиций на основе смеси НПАВ заключалась в создании водной мицеллярной дисперсии с оптимальным соотношением разных компонентов (ПАВ, со-ПАВ, Углеводорода, воды) для данной системы в заданном интервале температур, обеспечивающем максимальную солюбилизацию угле-в°Дорода и низкое межфазное натяжение на границе с нефтью. Минимальная рабочая концентрация водной композиции (выше кри-
311
тической концентрации мицеллообразования) выбиралась из ходимости поддержания в заданной пропорции всех ее компонец тов на всем пути прохождения ее по пласту с учетом потери Пдь на адсорбцию, на переход в углеводородную фазу и в водную фазу При этом предусматривалось, что по мере отмывания и накапливания нефти она активно участвует в создании солюбилизата, микр0! эмульсии и эмульсии.
Комбинацией соотношения водорастворимого АФ9-12 и масло-растворимого АФэ-б получена широкая гамма композиций с заданными оптимальными свойствами по солюбилизации и образованию микроэмульсий для конкретных условий по степени минерализации воды, составу нефти и температуре, пригодных для получения в пластовых условиях микроэмульсий с внешней водной или углеводородной фазами [242, 254—257].
Для исследований фильтрационных и нефтевытесняющих характеристик композиционных составов на основе НПАВ использовались образцы естественного керна из терригенных девонских отложений Ромашкинского месторождения и модель пластовой девонской нефти. Использовались также различные модели искусственных пористых сред — однослойные, двухслойные и многосекционные (ветвящиеся). В качестве модели пористой среды использовался кварцевый песок.
Результаты моделирования показали, что в зависимости от концентрации, объ»ема водной дисперсии и степени оксиэтилирова-ния НПАВ средняя величина конечного коэффициента вытеснения в образцах керна изменяется от 0,691 до 0,920. По результатам группирования 56 опытов наблюдается линейная зависимость конечного коэффициента вытеснения нефти от логарифма массы введенного в керн маслорастворимого НПАВ. При вытеснении оторочкой АФ9_6 коэффициент вытеснения составляет 0,920 при введении в керн 100 мг этого вещества на 1 см3 порового объема керна и снижается до 0,891 и 0,846 при введении в керн 50 и 10 мг на 1 см3 порового объема керна соответственно.
Средний коэффициент вытеснения нефти водой из керна составил 0,650, а при вытеснении дисперсией АФ9.6 |3ВЫТ увеличивается до 0,898. При этом! средний коэффициент вытеснения остаточной нефти оторочкой А_Ф9-6 составил 0,713. Таким образом применение маслорастворимого НПАВ снижает остаточную нефтенасыщенность кернов по сравнению с остаточной нефтенасыщенностью после заводнения в 3,6 раза-
312
I
Последующие опыты по моделированию вытеснения остаточ-Й нефти проводились со сложными композициями, содержащими Н следовательно 2 оторочки композиций Т-84/Т-35. Композиция Т-84 п° ержит 2,0...4,0 % маслорастворимого НПАВ (АФ9.6) и 30,0 % леводорода, а композиция Т-35 — 2,0...4,0 % маслорастворимого irrjAB (АФд-б) и 15,0 % углеводорода. Испытания проводились с азличными оторочками НПАВ. Во второй серии — 5,0 % компо-ция НПАВ в воде, при этом соотношение АФ9.б /АФд-п менялось От 3:1 до 7:1. Применялись как композиции без углеводородной фазы, так и с добавкой углеводородной фазы в количестве от 1,0 до 30,0 %• В качестве углеводородной фазы испытывали дизельное топливо, дистиллят, девонскую нефть. В третьей серии исследовалась самая простая композиция — 5,0...25,0 % растворы АФ9-б в девонской нефти. Во всех сериях оторочки проталкивались естественной сточной водой (минерализация составляла!00 г/л).
При нагнетании водной дисперсии -— смеси масло- и водорастворимого НПАВ в обводненный нефтяной пласт происходит образование поверхностно-активных композиционных систем переменного состава, характеризующихся различным равновесным состоянием. Эти системы способны не только к формированию вала повышенной нефтенасыщенности за счет значительного снижения межфазового натяжения на границе с остаточной нефтью, но и обеспечивают выравнивание подвижностей всех жидких фаз в пористой среде, что позволяет достигать более высоких коэффициентов охвата (0,19) пласта вытеснением [256]. В табл. 3.41 представлены результаты моделирования нефтевытеснения, прирост коэффициента вытеснения и дополнительная добыча нефти на 1 т затраченного НПАВ. Как видно из данных табл. 3.41, параметры технологической эффективности предложенных композиций близки по величине, что дает возможность подбирать их по доступности компонентов и технических средств, для промысловой реализации, а также с учетом исследований на образцах керна — по фильтрационным параметрам, регулировать глубину воздействия на пласт и тем самым охват его вытеснением.
С целью оценки возможности воздействия композиционных систем содержащих смесь водо- и маслорастворимых НПАВ, на охват заводненного пласта вытеснением было изучено изменение Реологических свойств получаемых композиций при разбавлении их как водой, так и углеводородом. На рис. 3.37 и 3.38, для демонст-
313
Таблица 3.4,
Основные результаты по нефтевытеснению с применением композиций НПАВ
№ п/п Композиция Прирост РВЫТ, % Удельная эффективность, м3 дополнительно добытой нефти на 1 т НПАВ
1 Т-84/Т-35 16,7.. 31,2 30. 35
2 Т-84 15,1. -27,5 35...40
3 АФ9.6/АФ9.12 6,0.. .26,0 35...40
4 АФ9-6 в нефти 8,4...27,2 30.. .40
рации процесса саморегулирования вязкостных свойств, приведены зависимости характеризующие изменение кинематической вязкости исследуемых систем в процессе их разбавления. При анализе полученных данных выявлена следующая закономерность. При разбавлении эмульсий обратного типа, в состав которых входит смесь НПАВ, минерализованной водой происходит увеличение кинематической вязкости тем более значительное, чем меньшее количество углеводорода входило в состав эмульсии первоначально (см. кривые 4\ 5', ff с содержанием углеводорода соответственно 10, 20, 30 % на рис. 3.38). Однако во всех случаях вязкость этих эмульсий была меньше, чем при наличии в составе композиции только мас-лорастворимого ПАВ [255].
Как в опытах на кернах, так и на насыпных пористых средах процесс доизвлечения остаточной нефти с оторочкой водных дисперсий НПАВ сопровождается значительным увеличением фильтрационных сопротивлений. При этом градиент давления, необходимый для создания реальной скорости фильтрации, в отдельных пластах возрастает до 4 МПа на 1 м длины пористой среды. Для смеси НПАВ (АФд-б/АФэ-п) наблюдается минимум подвижности при закачке около 3 перовых объемов и лишь затем начинает несколько возрастать. Полученные результаты свидетельствуют о большей гибкости систем на основе смеси НПАВ при фильтрации в заводненной пористой среде, в сравнении с дисперсией только маслорас-творимого НПАВ [242, 255, 257].
314
-лЛГ\/\^яя,ж**ттттттщ^Ла1 "f '«f """ f 2S222 2^2'S - 52*22 S5S255SS2222 "22" •"«** чвввв в в я в ва
л
о о х
(О
к
00
о ф
3 05 CD
I
О 25 50 75 УОО У25
Разбавление водой (1', 2', З1) и углеводородом (1, 2, 3), %
Рис. 3.37. Зависимость кинематической вязкости композиционной системы
на основе маслорастворимого НПАВ при разбавлении
водой и углеводородом
25 50 75 100 125 150 175 200 250 Разбавление водой (4', 5' 6) и углеводородом (4, 5, 6), %
Рис. 3.38. Зависимость кинематической вязкости композиционной системы
на основе смеси масло- и водорастворимого НПАВ при разбавлении
водой и углеводородом
315
Как видно из результатов исследований реологических свойств эмульсионные системы на основе маслорастворимых НПАВ, в от! личие от водорастворимых, способны эффективно работать на ох. ват пласта нефтевытеснением. Применение композиций на основе маслорастворимых НПАВ на месторождениях Татарстана позволило дополнительно извлечь более 325 тыс. т нефти.
На первоначальных этапах разработки технологий ПНП с применением алкилированной серной кислоты (АСК) она использовалась как средство повышения коэффициента нефтевытеснения в результате образования сульфокислот, сульфонатов, являющихся анионоактщ-ными ПАВ, углекислоты и выделение тепла [200,239,273].
В то же время при химическом взаимодействии сульфат-иона или сульфогруппы с солями кальция образуются малорастворимые в воде сульфаты и сульфонаты кальция. Кристаллы этих солей частично блокируют капилляры, промытые водой, увеличивая тем самым локальную эффективную вязкость вытесняющей воды и направляя ее в капилляры, заполненные нефтью. Частичное блокирование каналов фильтрации воды в свою очередь в какой-то степени способствует увеличению охвата пласта заводнением. Таким образом методы ПНП с применением алкилированной серной кислоты можно отнести ко второй группе технологий повышения нефтеотдачи комплексным воздействием на продуктивный пласт.
Технологии повышения нефтеотдачи с серной кислотой на Ро-машкинском месторождении начали применяться на П—Ш стадиях разработки для рещения следующих задач: первичного вытеснения нефти из терригенных коллекторов девонского и бобриковского горизонтов, для улучшения выработки водонефтяных зон, повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов трещинно-порового типа, при разработке частично заводненных терригенных коллекторов. Эти технологии ПНП с серной кислотой показали свою высокую эффективность.
Из общего объема всей дополнительной добычи за счет применения третичных методов увеличения нефтеотдачи в ОАО «Татнефть» около 10 млн т нефти (54 %) получено за счет закачки серной кислоты или композиций на ее основе, в том числе 7,7 млн т (62 %) — на Ромашкинском месторождении. Общий объем закачки серной кислоты и композиций на ее основе на месторождениях Татарстана составил 0,7 млн т, в том числе 0,5 млн т на Ромашкинском месторождении [202].
316
При первичном вытеснении на участках линейного и очагового доднения применение алкилированной серной кислоты позволяет среднем дополнительно добыть 25 т нефти на 1 т реагента в де-онских коллекторах и 15 т в терригенных отложениях нижнего арбона. Технологическая эффективность в водонефтяных зонах составляет по различным участкам от 2 до 20 т нефти на 1 т реаген-в частично заводненных терригенных коллекторах от 6 до 10 т нефти на 1 т закачанного реагента. Из приведенных данных следует что эффективность применения АСК снижается по мере роста обводненности добываемой продукции.
На основании результатов применения АСК происходило совершенствование этого метода путем создания композиции с другими реагентами ПАВ, углеводородными жидкостями и др. Лабораторные исследования показали, что совместное применение серной кислоты и ПАВ позволило повысить прирост коэффициента вытеснения в 2,0 и 4,6 раза по сравнению с закачкой только алкилированной серной кислоты или ПАВ соответственно. Опытно-промысловые испытания АСК с ПАВ проводились на опытном участке Ромашкинского месторождения, обводненность добываемой продукции которого на момент применения метода достигла 88 %. Закачано 40 тыс. т АСК и 3,5 тыс. т ПАВ. Технологическая эффективность составила 14,2 т на 1 т реагентов в сумме [202].
Технологии СНПХ-91 и СНПХ-92 на основе АСК и углеводородных жидкостей из числа вторичных материальных ресурсов химических и нефтехимических производств обеспечивают увеличение коэффициента вытеснения по сравнению с применением АСК. В ОАО «Татнефть» закачано более 127 тыс. т кислотных микроэмульсий. Дополнительная добыча составила 507 тыс. т нефти. Анализ применения технологий СНПХ-91 и СНПХ-92 подтвердил, что чем выше обводненность добываемой продукции к моменту их применения, тем ниже эффективность.
Метод повышения нефтеотдачи пластов на основе применения алкилированной серной кислоты явился одной из наиболее эффективных отечественных технологий, применяемых в Республике Татарстан в широком масштабе, и дал значительный технологический и экономический эффект. На поздней стадии разработки пластов заводнением при закачке алкилированной серной кислоты в пласт Происходит быстрое ее разбавление в промытых зонах, что приводит к снижению интенсивности процессов сульфирования. Теплота
317
растворения и смешивания при этом непроизводительно реал ются в промытой зоне. ^'
С целью повышения эффективности применения серной ки ты для условий заводненных коллекторов в ТатНИПИнефти соз ны новые технологии, предусматривающие увеличение охвата ста воздействием [252, 253]. В качестве агентов для увеличени' фильтрационных сопротивлений при реакции с серной кислото" были выбраны: нефть — с образованием высоковязких кислых гуд ронов, а также карбонат кальция — с образованием малораствори-мых сульфатов и сульфонатов кальция (гипсов). Гипс закупоривает высокопроницаемые пропластки, вследствие чего последующие порции закачиваемой серной кислоты направляются в низкопроницаемые зоны, неохваченные заводнением. Образующийся углекислый газ, растворяясь в нефти, приводит к снижению ее вязкости, в то же время при растворении в воде увеличивает ее вязкость. Таким образом, налицо действие факторов, улучшающих соотношение подвижностей вытесняемой и вытесняющей жидкости и увеличение охвата пластов заводнением.
Использование нефти для приготовления суспензии карбоната кальция замедляет реакцию взаимодействия кислоты с мелом, обеспечивая за счет этого закупорку пласта на большом расстоянии от нагнетательной скважины, модифицирует полученный осадок (закупоривающая сульфосмесь имеет сложный состав и представляет из себя кислый гудрон с равномерно распределенным в нем гипсом).
Результаты моделирования показали, что осуществление метода позволяет достичь прироста нефтеотдачи в среднем на 19,8 % по сравнению с вытеснением только водой, а отношение подвижностей выравнивается с 4,3 до 0,78 [252, 253]. Удельная технологическая эффективность применения разработанной технологии на месторождениях ОАО «Татнефть» составляет 6,7 т на 1 т введенной нефти, или 3,5 т на 1 т алкилированной серной кислоты.
На основе проведенных исследований для промысловых работ были рекомендованы композиционные составы с серной кислотой для коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами, отвечающие следующим требованиям:
• обводненность добываемой продукции закачиваемой водой не более 95 %;
• гидрогеологическая замкнутость пласта;
318
массовое содержание карбонатов в породе не менее 0,1 %; приемистость нагнетательной скважины не менее 300 м3/сут; толщина пласта не менее 5 м; наличие выраженной зональной и послойной неоднород-
ности;
вязкость пластовой нефти — до 30 мПа-с; , толщина перемычки между обрабатываемыми и смежными пластами не менее 3 м.
Внедрение технологий комплексного действия на основе ком-озиционных составов с серной кислотой на месторождениях Татарстана позволило дополнительно добыть более 170,0 тыс. т нефти Разработанные составы композиций серной кислоты с дисперсией карбоната кальция и нефтью — решают проблему повышения эффективности методов на основе серной кислоты как для увеличения коэффициента вытеснения, так и в значительной мере для увеличения охвата заводненного пласта вытеснением на поздней стадии разработки.
Методы повышения нефтеотдачи пластов на основе алкилиро-ванной кислоты требуют наименьших затрат, но их широкая реализация сдерживается жесткими требованиями к надежности крепления и оборудования скважин, а также к охране труда при производстве работ.
3.3. Увеличение охвата пластов воздействием
путем ограничения водопритоков
в скважины
Коэффициент вытеснения нефти водой из пористых сред, согласно теории двухфазной фильтрации Баклея — Леверетта, — также изменяющийся во времени и в объеме пласта показатель, возрастающий от фронта вытеснения к линии нагнетания при постоянном среднем значении. Следует отметить, что охват пластов заводнением на всех стадиях разный в различных сечениях пласта — он уменьшается от линии нагнетания воды к линии отбора нефти в связи с уменьшением объема прокачиваемой воды через удаленные зоны. На рис. 3.39 показано распределение охвата заводнением пласта Д] Азнакаевского участка Ромашкинского месторождения,
319
Рис. 3.39. Профиль распределения насыщенности S в заводненном пласте Д\, а + б Азнакаевского участка Ромашкинского месторождения:
обводненность продукции, %: /— 90; //— 80; / — остаточная нефть; 2 — подвижная нефть; 3 — связанная вода; 4 — внедрившаяся вода; скважины: 5,6,7 — нагнетательная, добывающая, остановленная соответственно
из которого видно, что вблизи добывающей скважины нефтенасы-щенность максимальная [10].
Практически на многих месторождениях при помощи специальных скважин зафиксировано послойное обводнение пластов с последовательным охватом водой слоев разной проницаемости [10]. Значение охвата поэтому надо фиксировать к определенной стадии разработки пласта и на конец разработки, определяемый предельной экономически рентабельной обводненностью добываемой продукции. Охват пластов заводнением призабойной зоны колеблется в широких пределах в зависимости от слоистой неоднородности пластов и вязкости нефти. В этих условиях вследствие недостаточности объемов прокачки значительные запасы остаточной нефти остаются невыработанными в зоне добывающих скважин.
Проблема повышения охвата воздействием пластов в призабойной зоне решается ограничением притока воды непосредственно из продуктивного пласта, представляющего собой чередование пропластков с различной проницаемостью, в нефтепромысловой практике осуществляется путем отключения обводненных пластов и пропластков из разработки и на основе избирательного снижения проницаемости пласта относительно воды. Первые из них применяются в литологически неоднородных пластах, т. е. когда в пр°"
320
ивйом объекте смежные пласты достаточно надежно обособ-ны ДРУГ от ДРУга непроницаемыми пропластками. Первоначально подвергаются пласты, имеющие лучшие коллектор-
кие характеристики, поэтому из разработки отключаются в пер-
vto очередь наиболее проницаемые пропластки и пласты, по кото-
ым вода прорывается в добывающую скважину. Такое поинтер-
альное отключение из разработки обводнившихся пластов, когда
те не произошло обводнение продукции скважин по всему гори-
зонту, позволяет увеличить текущую нефтеотдачу на 4... 5 % при
снижении водонефтяного фактора в 1,5... 1,7 раза по сравнению с
совместной выработкой пластов [167].
При отсутствии непроницаемых пропластков решение практических задач повышения охвата пласта заводнением при закачивании водоизолирующих материалов основывается на заполнении ими путей водопритоков в призабойной зоне (см. рис. 3.39).
Классификация химических продуктов, применяющихся для ограничения водопритоков, по функциональному назначению и механизму физико-химических превращений показывает, что для этой цели применяется множество химических реагентов и их композиций, обладающих различными физико-химическими свойствами [255].
Методы ограничения притока вод в скважины в зависимости от влияния закачиваемого реагента на проницаемость нефтенасыщен-ной части пласта, вскрытого перфорацией, делятся на селективные и неселективные [255 — 259] (рис. 3.40). Ограничение притока воды носит неселективный характер, если используется для этой цели материал, который независимо от характера насыщенности пористой среды образует водоизолирующую массу, не разрушающуюся в течение длительного времени в пластовых условиях. Неселективные водоизоляционные работы осуществляются цементированием, закачиванием в пласт фильтрующихся в пористую среду различных химпродуктов. Решение этой задачи достигается и установлением пакеров, а также других перекрывающих устройств [257, 258].
Известные в научно-технической литературе неселективные Методы с применением фильтрующихся в пористую среду материалов [255, 259] по механизму образования водоизолирующей массы Можно разделить на две большие группы — основанные на отверждении самого закачанного раствора в полном объеме и на образо-вании водоизолирующей массы в результате взаимодействия закачиваемых реагентов. К первой из указанных групп относятся смо-
321
высаживание осадка солями пластовой воды
гидролиз реагентов
взаимодействие реагентов между собой в водной среде
[растворение в нефти
растворение в нефти при тепловом воздействии 4 1 IX re t S
химическое взаимодействие с нефтью
снижение сцепления водоизо-лирующей массы с нефтесо-держащими породами 1 "7 породой
увеличение объемов воздушных систем в пласте
гидрофобизация поверхности пористой среды / 1 ^ ^ / .- — ' \ — - --
одновременное закачивание нефти и водоизолирующего материала по двум каналам
технологических приемов
предварительное тампонирование нефтесодержащей части высоковязкими нефтями
/
с использованием гидродинамики обводненного пласта
неорганических осадкообразо-вателей, нерастворимых в нефти отвержда-ющихся систем
смолы
цементы
контейнеры с взрывным устройством и др ^^
пакеры разового пользования
разбуриваемый пакер-отсекатель
взрыв-пакер
разбуриваемый пакер
перекрывающее устройство типа "летучек"
~ ------ _
пакеты разового пользования
которые вступают в реакции полимеризации, поликонденсации •" бразованием сплошной полимерной массы с пространственной ° пуктурой. Наиболее широко в нефтепромысловой практике при-С няются фенолформальдегидные смолы ТСД-9, ТС-10, жидкие ,еНОЛ-формальдегидные смолы СФЖ-3012, ВР-1, ГТМ-3, резорци-формальдегидные и мочевиноформальдегидные смолы, отвер-жяаюшиеся в присутствии таких отвердителей, как формалин, уро-опин, органические и минеральные кислоты независимо от свойств жидкой среды пласта, смесь жидкого стекла Na2SiO3 с соляной кислотой, которая со временем переходит в нерастворимый кремнезоль [255, 260]. Сюда же относятся методы, основанные на последовательном закачивании в пласт нескольких реагентов, образующих осадок в результате химического взаимодействия между собой. Для этих целей применяют SO2 и H2S, MgCl2 в сочетании с NaOH, NH4OH, Ca(OH)2 [261, 262].
Закачивание в обводненный продуктивный пласт фильтрующихся в пористую среду неселективных материалов также приводит к отключению его из разработки независимо от свойств насыщающих жидкостей. Согласно теоретическим исследованиям своевременное отключение обводненного интервала послойно-неоднородных пластов приводит к сокращению сроков разработки объекта, отбора попутной воды и повышения конечной нефтеотдачи в результате увеличения охвата пласта заводнением [130, 263].
Второе направление работ по ограничению притока вод в скважины основывается на закачивании в пласт реагентов, образующих водоизолирующую массу только в водонасыщенных объемах пласта, приводящую к снижению проницаемости водосодержащей породы.
В зависимости от свойств реагентов и механизма образования водоизолирующей массы в научно-технической литературе выделяется пять групп селективных методов [264]:
1. Методы селективной изоляции, основанные на образовании во-Доизолирующей массы, растворимой в нефти и нерастворимой в водной среде, с использованием таких материалов, как нафталин, парафин, растворенные в анилине, крезоле, ацетоне, спирте и другие перенасыщенные растворы твердых углеводородов в растворителях [261].
2. Вторая группа методов избирательного действия на обвод-Ненную часть пласта основывается на образовании закачиваемыми 8 пласт реагентами осадков в водонасыщенных зонах. Предлагается закачивать неорганические соединения типа FeSO4, M2SiO3 (M — од-н°валентный щелочной металл), которые, реагируя между собой в
323
водной среде, образуют гидрат закиси железа и силикагель [2621 результате гидролиза гипана в присутствии серной кислоты в Ок водненных зонах пласта образуется осадок гипаносернокислотно" смеси [265], кремнийорганических соединений (силанов) [258]. g лее прочную массу образуют кремнийорганические олигомеры оказывающие продолжительный эффект воздействия на коллектоп [260,266]. Р
3. Третья группа селективных методов основана на взаимодей. ствии реагентов с солями пластовых вод. На осаждении и структурировании ионами поливалентных металлов (Са2+, Mg2+, Fe3+ и др \ основаны методы ограничения движения воды в пласте с применением таких высокомолекулярных соединений, как производные целлюлозы и акриловых кислот. При смешении с водой производные целлюлозы образуют объемистый волокнистый осадок, сшитый катионами кальция [261]. В отечественной нефтяной практике из полимерных материалов наиболее широко испытывались латек-сы и мылонафты, их способность образовывать водоизолирующую массу основывается на коагуляции полимера при смешении с минерализованной водой и сохранении первоначальных физических свойств в нефти [267, 268].
Сотрудниками ТатНИПИнефти был разработан ряд технологий, основанных на применении ионогенных полимеров — гидро-лизованного полиакрилонитрила (гипана) и сополимера МАК-ДЭА [258, 264, 269]. Механизм образования водоизолирующей массы указанными полимерами основывается на структурировании полимерного раствора и отверждении осадка в электролите, содержащем катионы поливалентных металлов. В отличие от латексов и мылонафта растворы этих полимеров, несмотря на мгновенную реакцию с электролитом, сохраняют свою подвижность, что объясняется образованием структурированного слоя только на поверхности полимерного раствора.
4. Четвертую группу составляют методы, селективность воздействия которых основывается на взаимодействии реагента с поверхностью пород, покрытых нефтью. К этой группе относятся методы с применением частично гидролизованного полиакриламида (ПАА), мономеров акриламида, гипаноформальдегидной смеси (ГФС) и др. [203, 259, 270, 271].
5. Пятую группу составляют методы, основанные на гидроф0' бизации пород призабойной зоны с применением ПАВ, аэрированных жидкостей, полиорганосилоксанов и других химпродуктов
324
95б 266, 272]. Механизм действия этой группы методов заключа-t '-I снижении фазовой проницаемости для воды, образовании
u зь,рьков газа, которые достаточно прочны в водной среде и легко
зрушаются в присутствии нефти. Основной недостаток этих ме-дов состоит в низкой эффективности в условиях интенсивного тбора жидкости из пласта и высоких давлений нагнетания при за-однении, характерных для современных методов разработки.
Определяющим фактором выбора химреагентов является механизм образования водоизолирующей массы в пластовых условиях. Существенное значение для технологического процесса имеет характер взаимодействия реагента с компонентами продуктивного пласта, определяющий избирательность воздействия на нефте- и водонасыщенные части коллектора, что является основной предпосылкой применения композиции в управлении изменением фильтрационных потоков. Ряд химических реагентов, взаимодействуя с элементами пластовых систем, превращает компоненты продуктивного пласта в пластовых условиях в водоизоли-рующую массу.
На начальных стадиях разработки Ромашкинского, Ново-Елхов-ского и других месторождений Татарстана эта задача решалась с применением гидролизованного полиакрилонитрила (гипана), сополимера метакриловой кислоты (МАК-ДЭА), нефтесернокислот-ных смесей и других химреагентов [196, 255, 268, 269, 273, 274].
Выбор гипана в качестве водоизолирующего реагента основывается на следующих физико-химических свойствах его и пластовых жидкостей. Гипан представляет собой линейный сополимер, содержащий 63,0...80,0 % акрилата натрия, 10,0...27,0 % ак-риламида и 1,0... 10,0 % акрилонитрила с молекулярной массой 6'104...1-Ю5, по своему химическому строению гипан композиционно неоднороден [274]. Вследствие наличия ионогенных групп (— COONa, -CONH2) он проявляет полиэлектролитные свойства. Наличие зарядов в макромолекулярной цепи делает его чрезвычайно неустойчивым к действию электролитов, при взаимодействии с которыми данный сополимер легко выделяется из раствора в виде осадка.
Пластовые воды Ромашкинского месторождения представляют собой сложные растворы различных солей и являются низкомоле-кУлярными электролитами. Взаимодействие полимера с высокой степенью гидролиза (а > 40,0...50,0 %) с пластовой водой при отсутствии механического перемешивания происходит по механизму
325
ионного обмена и носит диффузионный характер [273]. Кинетик ионообменного процесса в пористой среде описывается уравнением
где ст — концентрация ионов в пластовой воде на время т; с0 ^_ начальная концентрация ионов в пластовой воде; сх — конечная концентрация ионов в пластовой воде после достижения равновесия; а — постоянная, зависящая от типа ионов и полимера.
Изучение ионообменного процесса в этой системе позволило установить, что в пластовых условиях концентрированный раствор вследствие диффузионного проникновения ионов пластовых вод превращается в гель с капиллярно-пористой структурой, обладающий свойствами полупроницаемых мембран. Полимерная мембрана при поступлении минерализованной воды проявляет обратно-осмотический эффект разделения низкомолекулярных электролитов. Концентрационная поляризация катионов пластовой воды на поверхности мембраны приводит к превращению катионов в водоизолирующую массу и к снижению проницаемости пористой среды.
Выявленный механизм образования водоизолирующей массы на основе ионогенных полимеров позволил разработать ряд технологий ограничения движения вод в пластах, внедренных в нефтяной отрасли: технологии селективной изоляции притока минерализованных вод в терригенных отложениях гипаном, в карбонатных — сополимером МАК-ДЭА и др. При обработке обводненного пласта гипаном с соблюдением технологических параметров закачки продолжительность эффективной работы скважин (тэ) колеблется от нескольких месяцев до 5 лет, составляя в среднем около 3 лет. Так, по группе скважин Ново-Елховского месторождения тэ изменялся от 8 до 30 мес., причем 44 % из них продолжали работать в течение более длительного времени (рис. 3.41).
По неполным данным на 01.01.1983 г. в различных нефтяных регионах (табл. 3.42) было проведено 1486 скважино-операций по ограничению водопритоков с применением гипана. Общий объем дополнительно добытой нефти составил более 5,0 млн т.
На месторождениях Татарстана за 1970—1982 гг. с применением гипана были обработаны обводненные пласты в 1415 скважинах (см. табл. 3.42), в результате которых получены следующие результаты: дополнительно добыто 4,35 млн т. нефти, объем попутнодо-
326
I
0)
го
2 Ю
40
35 30 25 20 15 10
5 О
10,0 п 24
7,5
о.
g
го -8-
о 5,0 g
2,5
X
о
СО
18
12
6
I о
1 5 10 20 Время, мес
25
Рис. 3.41. Изменение показателей работы группы скважин Ново-Елховского местарождения:
1 — вода; 2 — нефть; 3 — водонефтяной фактор, 4 — число скважин; 5 — прогноз добычи нефти
бываемой воды уменьшен на 98,1 млн м3, среднегодовой прирост добычи нефти за счет применения гипана составил 329,2 тыс. т, при уменьшении объема попутной воды на 6,64 млн м3.
Таким образом, перераспределение пластовой воды в приза-бойной зоне путем закачивания в пласт небольшого количества (5... 10 т) химреагента позволило на ранней стадии разработки месторождений Татарстана в 1970 — 1982 гг. извлечь дополнительно 4,35 млн т нефти при обводненности продукции скважин до обработки, равной 90... 98 %. Расчеты, проведенные по балансовому методу на участках в скв. 595 и 596 Ново-Елховской площади, об-водненных подошвенной водой до 99 %, показали, что при добыче 28,5 тыс. т дополнительной нефти, прирост нефтеотдачи составил 3 %, коэффициент охвата пласта воздействием увеличивается на
327
Таблица 3.42
Объем внедрения и технологические показателя применения гипана
в 1970—1982 гг.
Нефтяные районы Число сквяжино-операций Дополнительная добыча нефти, тыс. т Уменьшение до-бычи попутнодо, бываемой воды, тыс. м3
Всего Из них успешных
Число %
Татарстан 1415 962 68,1 4350,0 98100,0
Самарская обл. 25 12 48,0 294,0 1147,0
Тюменская обл. 16 6 37,5 317,5 544,6
Башкортостан 11 7 63,6 17,8 80,1
Мангышлакская обл. 7 3 42,8 7,6 29,3
Саратовская обл. 7 5 71,4 25,1 50,2
Беларусь 6 2 33,3 1,6 8,1
Всего 1486 990 67,0 5013,6 99959,3
I
Своевременное применение гипана на начальных стадиях разработки Ромашкинского месторождения для ограничения притока высокоминерализованных пластовых вод девонского горизонта в скважины позволило решить задачу повышения нефтеотдачи обводненных продуктивных пластов. Это направление повышения нефтеотдачи пластов на основе увеличения их охвата заводнением с применением селективных водоизолирующих материалов нашло широкое распространение на месторождениях страны.
Обобщение результатов этих работ позволило выделить физико-химические основы избирательного действия химреагентов при взаимодействии с нефтеводонасыщенными породами (табл. 3.43).
Селективное воздействие химпродуктов основывается на раз' личии физико-химических свойств пластовых жидкостей (нефти и воды) и физико-геологических особенностях строения продуктивного объекта, определяющих гидродинамическую обстановку коллектора (табл. 3.44).
328
Таблица 3.43
физико-химические основы избирательного действия химреагентов при взаимодействии с нефтеводонасыщенными породами
Компоненты
продуктивного
пласта
Принцип избирательности взаимодействия реагентов с пластом
Нефть
Вода
1. Растворение в углеводородной жидкости (нефти).
2. Замедление или прекращение физико-химических процессов превращения реагентов в закупоривающую массу в углеводородной среде и др.
1. Образование водоизолирующей массы только в водной среде.
2. Образование водоизолирующей массы при взаимодействии с солями пластовых вод.
Порода
1. Снижение адгезионных сил связи водоизолирующей массы при наличии на поверхности пород нефти.
2. Снижение фазовой проницаемости пористой среды относительно воды.
Таблица 3.44
Физико-геологические факторы, способствующие селективному действию водоизолирующих реагентов на пласт
Показатели Причины проявления гидродинамических факторов
Геологические особенности строения продуктивного пласта Неоднородность коллектора по проницаемости, приводящая при заводнении к образованию высокопроницаемых промытых зон
Различие свойств пластовых жидкостей Более высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды
Фазовая проницаемость Фазовая проницаемость обводненных зон для гидрофильных растворов выше, чем в нефтенасыщенных
Изменения проницаемости коллектора При заводнении вследствие растворения солей, выноса неустойчивых пород разность проницаемостей в нефте- и водонасыщенных зонах изменяется
Изменение вязкости пластовых жидкостей при заводнении Вследствие заводнения пластов пресной водой с более низкой температурой разность между вязкостью нефти и воды изменяется
329
Инертность закачиваемых реагентов относительно углеводг, родных жидкостей исключает химическое взаимодействие с обпа зованием закупоривающей массы в нефтенасыщенных интервалах а преимущественная фильтрация водоизолирующего состава в об! водненные зоны способствует сохранению проницаемости кодлек тора для нефти.
Анализ современных методов и технологий ограничения притока вод в скважины с точки зрения оценки возможности их использования для увеличения охвата пластов заводнением показал что использование их при разработке обводненных продуктивных пластов способствует увеличению отбора из них нефти.
3.3.1. Технология ограничения притока вод в добывающие скважины с применением нефтесернокислотных смесей (НСКС)
В этой технологии избирательность воздействия на пласт основывается, с одной стороны на гидродинамической обстановке в обводненном пласте, физико-химических свойствах химреагентов, пластовых жидкостей, с другой — на технологической особенности закачки компонентов водоизолирующей системы — нефтесерно-кислотной смеси (НСКС).
Как известно, концентрированная серная кислота H2SO4 в пластовых условиях может вступать во взаимодействие с обоими компонентами системы горная порода — пластовая жидкость [164]. Наряду с образованием различных сульфокислот при реагировании H2SO4 с нефтью, процесс сопровождается окислением и конденсацией наиболее высокомолекулярной части ее с переходом в кислый гудрон.
Количество образующегося кислого гудрона зависит от соотношения нефти и серной кислоты и повышается с ростом в нефти содержания асфальтосмолистых веществ. Свежий гудрон, содержащий до 16,0...19,0 % силикагелевые гели смол и 5,0...7,0 % ас-фальтенов, представляют собой подвижную массу с вязкостью 60,0 мПа-с, которая увеличивается в результате окисления, конденсации и структурирования. В процессе закачки серной кислоты, по мере продвижения ее по пласту, происходит искусственное обогащение пласта сульфат-ионами. Введение в насыщенные жесткими хлоркалыдиевого типа водами пласты сульфат-ионов приводит к выпадению гипса и кольматации заводненных каналов. Гипс образуется
330
Фке при взаимодействии серной кислоты с карбонатными состав-
юшими нефтенасыщенной породы.
Перепад давления ДР, при котором кислый гудрон начинает Фильтроваться в пористой среде как вязкопластическая жидкость, ^ределяется по формуле
fc-r.), (3.21)
где cir — 0,017; т0 — предельное напряжение сдвига; (гк и гс) — радиусы соответственно контура распространения кислого гудрона и скважины; К — проницаемость пласта.
Для обеспечения фильтрации кислого гудрона из пласта в скважину должно выполняться условие ДР > ДР0 (где АР — перепад давления, приложенный к зоне распространения кислого гудрона). Вытеснение кислого гудрона из пласта с дебитом q при заданных параметрах пористой среды и флюидов достигается при разности давлений в пласте и на забое скважины [275].
AD АР=
( л/
{
г г. +qi/mnh-rc
, In
I
(3.22)
где h — толщина пласта; q — расход жидкости; т — время фильтрации; цг и Цж — вязкости соответственно кислого гудрона и пластовой жидкости (воды); т — пористость.
По мере увеличения проницаемости пористой среды значения перепада давления, при котором начинается фильтрация жидкостей рассматриваемой системы, снижается. Увеличение фильтрационного сопротивления пористой среды с ростом проницаемости для предотвращения вытеснения кислого гудрона, как следует из анализа формулы (3.21), можно обеспечить увеличением радиуса распространения его в пласте с применением большого количества нефтесернокислотной смеси или использованием нефти с более высоким содержанием смол и асфальтенов. Как показала практика применения нефтесернокислотной смеси в терригенных и карбонатных продуктивных пластах нефтяных месторождений Татарстана, для этой цели можно использовать девонскую нефть, содержа-8,0. ..10,0 % смол и 3,0. ..4,0 % асфальтенов. Однако при темпе-
331
ратурах от 293 К до 333 К наиболее эффективны нефти верхи горизонтов, содержание в которых смол и асфальтенов составля * 15 и 5 %, соответственно.
При химическом взаимодействии серной кислоты с компонеи тами минерализованной воды образуются малорастворимые в вод сульфаты и сульфонаты кальция, что позволяет рассматривать сеп ную кислоту в пластовых условиях как осадкообразователь. При par-творении одного объема карбоната кальция в серной кислоте полу-чается около двух объемов малорастворимого гипса. В карбонатных коллекторах или терригенных, скелет которых содержит карбонатные составляющие, образующийся при реакции серной кислоты с нефтью кислый гудрон наполняется кристаллами гипса и других соединений серной кислоты с горными породами и солями пластовой воды, увеличивая тем самым объем закупоривающей массы.
Таким образом, уплотнение, каогуляция асфальтенов и конденсация смол при взаимодействии серной кислоты с нефтью приводит к образованию кислого гудрона с вязкостью 30...60 мПа-с, который через 1,0...1,5 ч при температуре 303 К превращается в нетекучую массу с вязкостью (7...10)-10"3 мПа-с. Наполнение его продуктами реакции кислоты с карбонатными составляющими пород в пластовых условиях увеличивает объем образующейся массы и создает дополнительный эффект изоляции. Этот механизм взаимодействия серной кислоты с минералами пород и пластовыми жидкостями с частичным превращением их в водоизолирующую массу был использован для разработки новой технологии ограничения движения вод независимо от их минерализации для температурных условий (273...333) К [276].
На этой же основе разработан и другой способ для пластов с температурой (373...423) К [224]. В пласт закачивают отходы процесса алкилирования парафиновых углеводородов олефиновыми фракциями в присутствии концентрированной серной кислоты в качестве катализатора следующего состава (массовое содержание, %)'• смолисто-масляные вещества — 6,0... 10,0; сульфокислота — 9,0... 11,0; серная кислота 80,0...85,0. Этот состав по своим свойствам близок к истинным растворам, поэтому легко прокачивается в низкопроницаемые пласты. Исследованиями установлено, что при высоких температурах (373 К и выше) через определенное время (5 ч и более) в результате реакции сульфирования, разложения сульфо-соединений, окисления и уплотнения происходит образование твердого продукта, который представляет собой смесь из смол, асфальтенов, карбонов и других соединений.
332
о ХатНИПИнефти и ОАО "Татнефть" были проведены экспе-работы по применению НСКС в промысловых уело-
для реализации описанных выше механизмов образования во-лирующей массы в пластовых условиях разработаны техноло-еские схемы получения и закачки нефтесернокислотной смеси в Г,в0дненный коллектор (рис. 3.42). Схема I применяется для полу-ения кислого гудрона непосредственно в обводненной скважине путем одновременно-раздельной закачки серной кислоты по насос-компрессорным Трубам и нефти по кольцевому пространству. Схема II базируется на закачивании ранее приготовленной на устье с известными параметрами нефтесернокислотной смеси через НКТ в обводненный пласт и нефти по кольцевому пространству для сохранения проницаемости верхней части пласта. В отдельных случа-
. __ ,.0 0 ( 0 э о о -*> »•
00 гп L nl L
• • • * • • • • • •• °0 00 о о о Оо S • • и • .. >.? • •• :• • » • • • LI • 1 $/ •• ;. • • • • • ^ _____ L^
я • • • • • • • • • • • • °°0 00 о 0° °0° ОО о 0 0 °°п .• •• • • • •• <: • • • .• * » « °о 00 0° 0° о ОО о °0° .• • • • • * ». *. • • •
— • • • •• 3 •• • • • °0 °0° 00 °0° °0° :• •• :: • •• ~ Е ~ » • • • 1 • 0 ( • > > I Ф 00 0°°° о °0° °0 00 • ;. • • • •• 7>T — • ^ . . = 0 «
-^^— ^__ • • • < • • • * * •;:• •• .• • * •V • 4 • • .•• • • > • r-
о о о о °0° :> 1 4 1 »• • *•*. > • * • • 2 о / / •/•/• •/о/о/ /•/•/• •/•/о/ / /t 3 9 С <э 1 о э 4
Рис. 3.42. Технологические схемы (I, II, III) применения НСКС для ограничения притока вод в скважины:
1'— серная кислота, 2 — нефть, 3 — тампонажный материал, 4 — нефтекислотная смесь, 5 — глинистые породы, б —• водонефтяной контакт; 7 — вода
333
L^| ШЯ
ях предусматривается использование пакера. Схема III, как и схема I, связана с получением кислого гудрона на забое скважины, но с последующим закреплением интервалов перфорации цементом или отверждающимися смолами типа ТСД-9 с формалином.
Постоянной подачей нефти по кольцевому пространству при закачивании кислоты решаются две задачи: 1) восполнение недостающей для образования кислого гудрона нефти, так как в промытых водой зонах количество остаточной нефти не превышает 10...28 % от перового объема [164]; 2) сохранение проницаемости пласта для нефти в результате постоянного поступления ее в верхние перфорированные отверстия, а кислоты в нижние под действием гравитационных сил — плотность серной кислоты в 2...2,5 раза превышает плотность нефти.
Объем кислого гудрона W, необходимый для закупоривания обводненных зон пласта, определяется по формуле:
W= 0,785 d2 -h -m,
(3.23)
где d — диаметр зоны распространения кислого гудрона по пласту; h — толщина обводненной части пласта; т — эффективная пористость пласта.
При постоянных значениях h к т значение радиуса распространения кислого гудрона, как следует из формулы (3.23), является функцией параметров д, ц, TO, k и АР, где АР — перепад давления, возникающий в призабойной зоне при добыче нефти из пласта. Объем закачиваемого кислого гудрона можно представить в виде функции
W=f(\L, TO, k, АР, q, h, m). (3.24)
Известно, что зависимость первых пяти членов между собой описывается уравнением [277]
АР =а • ?*, (3.25)
где а и b — коэффициенты, выражающие зависимость градиента давления от скорости фильтрации и вязкости жидкостей в пласте.
Для предотвращения фильтрации жидкости из пласта, заполненного кислым гудроном, необходимо, чтобы
gradP-(rf/2)> АР, (3.26)
где grad P — градиент давления, при котором начинается вытеснение кислого гудрона из пористой среды.
334
Тогда при подстановке значения d > 2AP/gradP в формулу И 24), получим минимально необходимый объем нефтесернокис-Л0тной смеси:
Остальные технологические параметры применения нефтесер-яокислотной смеси определяются опытным путем в промысловых условиях.
Испытания разработанных технологий проводились в обводненных скважинах Ромашкинского, Ново-Елховского, Бавлинского, Ямашевского, Ульяновского и других месторождений Татарстана, приуроченных к терригенным и карбонатным отложениям девона и верхнего карбона. Ниже, на примере скв. 1639, приводится описание технологических операций, типичных для разработанной технологии. Нефтесернокислотная смесь закачивалась для ограничения притока подошвенной воды. До обработки нефтесернокислотной смесью скважина работала с дебитом нефти 0,5 т/сут при обводненности 95 % (рис. 3.43). По технологической схеме I (см. рис. 3.42) закачано через НКТ в скважину 6 м3 отработанной серной кислоты, по кольцевому пространству — 15м3 безводной нефти бобриков-ского горизонта. Для предотвращения смешения серной кислоты с водой до и после нее в НКТ закачано по 200 л дизтоплива. Весь цикл работ по закачке нефтесернокислотной смеси составил 1 ч 23 мин (см. рис. 3.43, б). После этого, приподняв трубы на 85 м выше перфорационных отверстий, скважину оставили под давлением на 24 ч для взаимодействия кислоты с пластом.
Скважина освоена без повторного вскрытия пласта перфорацией при помощи насоса СНГН-2-43, спущенного на глубину 938 м. После нагнетания нефтесернокислотной смеси суточный дебит нефти увеличился с 0,5 до 6,5 т/сут, а содержание воды уменьшилось в 5,8 раза. Накопленная добыча нефти за 20 мес. эксплуатации скважины после закачки нефтесернокислотной смеси составила 1500 т, уменьшение объема попутной воды составило 16,8 тыс. м3.
Опытно-промышленные работы с применением нефтесернокислотной смеси по разработанным технологическим схемам пройдены в скважинах, эксплуатирующих продуктивные горизонты Девонского Дь Д0 и верхнего карбона CI"B, С/, Q11. Особенность применения нефтесернокислотной смеси по этим горизонтам заключается в том, что значительная часть работ проведена в сква-
335
О 25 25 75 Ом М О.т Р, МПа
7240
1264
Рис. 3.43. Результаты геофизических исследований, параметры закачки НСКС и рабочие характеристики скв. 1639 Ромашкинского месторождения:
а — диаграмма стандартного электрокаротажа, б — графики изменения давления Р, расхода кислоты и нефти при закачивании НСКС, в — изменение дебита нефти и воды до и после проведения работ по ограничению движения воды в пласте, / — определение приемистости пласта, 2 — подготовка скважины к закачке НСКС, 3 — замена нефти в НКТ на АСК, 4 — закачка НСКС в пласт
жинах, эксплуатирующих карбонатные коллекторы, где способы цементирования практически не дают результатов, т. е. успешность их не превышает 20...30 %. В группу опытных были включены скважины с предельным обводнением продукции (скв. 256, 1319), подлежащие ликвидации (скв. 15890, 16023, 15108, 15899), в которых известные методы цементирования и закачивания смол не дали результатов. Отклонения в методике допускались лишь в зависимо-
336
ти от применяемых схем' по схеме II (см. рис. 3.42) через НКТ за-ячивалась готовая смесь нефти с кислотой, а по схеме III производилось цементирование. Для получения НСКС использовались дегазированная нефть бобриковского и турнейского горизонтов с содержанием асфальтенов до 8 % и смол до 23 %, алкилированная серная кислота Уфимского НПЗ. Скважины осваивались без допол-нительного вскрытия эксплуатационных колонн перфорацией.
Анализ результатов опытно-промышленных работ позволил установить возможность извлечения дополнительной нефти из высокообводненных пластов с применением новой технологии, основанной на превращении компонентов нефти и пород в водоизоли-рующую массу, подтверждая тем самым обоснованность выдвинутых в данной работе теоретических положений. Наиболее ярким подтверждением их является достижение высоких показателей в карбонатных коллекторах, проницаемость пород которых не превышает 0,1 мкм2. Успешность процессов ограничения притока вод в них достигает 75 % (табл. 3.45), что намного превышает показатели способа цементирования. В результате на каждую скважино-операцию дополнительно извлечено в среднем 736 т нефти, а объем попутно добываемой воды уменьшился на 36,2 тыс. м3.
Высокие результаты были получены с применением нефтесер-нокислотной смеси и в терригенных отложениях верхнего карбона (см. табл. 3.45). При обводненности продукции до 95...98 % в 58 скважинах было извлечено дополнительно 29 тыс. т нефти при уменьшении количества попутно извлекаемой воды на 1,02 млн м3. Такие же результаты были получены и в более сложных условиях ограничения притока подошвенных вод.
Технология ограничения притока вод с применением нефте-сернокислотной смеси в добывающих скважинах в терригенных и карбонатных коллекторах решением ведомственной комиссии Миннефтепрома от 15.12.1977 г. принята к промышленному внедрению в нефтедобывающей промышленности.
Дальнейшее развитие работ с нефтесернокислотной смесью было направлено на решение задач по ограничению притока в скважины закачиваемых вод при разработке пластов с применени-ем высоких давлений на линии нагнетания.
Фильтруемость в пористую среду нефтесернокислотной смеси ПРИ постоянном поступлении нефти в верхние перфорационные °тверстия эксплуатационного фильтра скважины позволяет решать
22-4654 337
. ч* ' > Таблица 3.4s
Технологические показатели применения нефтесернокислотной смеси в терригенных и карбонатных продуктивных коллекторах
Тип коллектора Изолируемая вода Число скважино~операций Прирост добычи нефти и уменьшение объема по-путнодобываемой воды на 1 скп. -операцию
всего из них успешных
число % Нефть, т Вода, м3
Карбонатный Подошвенная 8 6 75,0 452 11100
Нижняя 11 5 45,0 406 29184
Терригенный Подошвенная 43 26 60,0 542 18798
Нижняя 15 9 60,0 386 14424
Итого 77 46 59,7 — —
эту задачу в значительной части скважин без отключения обводненного пласта из разработки, применив I и II из разработанных технологических схем. Главная особенность процесса в отличие от ограничения пластовых вод заключается в нагнетании нефтесернокислотной смеси в пласты с высоким давлением с предварительным дренированием пластов и применением других вспомогательных операций с использованием пакера.
За 1980—1982 гг. ограничение высоконапорных закачиваемых вод с применением нефтесернокислотной смеси по предложенной технологии было проведено в 73 скважинах Ромашкин-ского и Ново-Елховского месторождений. Среднее пластовое давление равно 19,2 МПа. Средняя величина успешности составляла 54,8 %, что на 22...25 % выше, чем при отключении пластов цементированием. Дополнительная добыча нефти из отремонтированных скважин достигает 136,39 тыс. т, объем изолированной воды — 2,017 млн м3.
Полученные результаты позволяют внедрять разработанную технологию с применением нефтесернокислотной смеси при обводнении пласта как пластовой, так и закачиваемой водами.
Эффект от воздействия нефтесернокислотной смеси на обводненный пласт по ряду скважин продолжается более 2,0...2,5 лет,
338
Таблица 3.46
Успешность обработки с применением НСКС в зависимости от проницаемости пласта
Показатель Значения показателя успешности обработки, %, при коэффициенте проницаемости
0,1 мкм2 0,3 мкм2 0,5 мкм2 0,7 мкм2 0,9 мкм2 1,0 мкм2
успешность промысловых испытаний 62,0 74,0 75,0 71,0 68,0 64,0
Успешность, вычисленная по формуле (3.27) 57,0 78,0 79,0 74,0 66,0 62,0
добыча дополнительной нефти достигает 2549 т, объем изолированной воды — 4297 м3 на 1 скв.-операцию.
Ограничение притока подошвенных вод из водонефтяных пластов с применением нефтесернокислотной смеси позволило извлечь из каждой успешно обработанной скважины 1388 т дополнительной нефти. В литологически неоднородных пластах этот показатель составляет 3402 т, т. е. в этой разнице проявляется зависимость эффективности применения разработанной технологии от неоднородности коллектора.
С увеличением проницаемости коллектора в определенных пределах успешность применения НСКС возрастает, а затем начинает снижаться. Статистическая зависимость, полученная математической обработкой фактических данных для терригенных пород по формуле (3.27) (табл. 3.46), описывается уравнением
У=204-
(3.28)
где &— проницаемость пород, мкм2.
Расхождение между фактическими данными (см. табл. 3.48) и расчетными по формуле (3.27) не превышают 3,8 %. Экстраполируя значения успешности в пределах изменения проницаемости от 0 до 1>5 мкм2 по уравнению (3.28), при помощи критерия YmJ2 (где Y — Успешность работ) определили, что ?шх = 80 % при k = 0,42 мкм2, а Наиболее эффективная область применения НСКС располагается в "Ределах 0,2...0,7 мкм2.
22*
-4654
339
Анализ успешности ограничения притока вод с применением нефтесернокислотной смеси в зависимости от обводненности д0, бываемой продукции подтверждает ранее выработанный критерий определения области эффективного применения методов ограничения водопритоков в скважины по содержанию воды в извлекаемой жидкости, которая должна быть более 70 % [196]
Эффективность применения нефтесернокислотной смеси для ограничения притока вод максимально зависит от технологических параметров: давления нагнетания в пласт, объема закачиваемой смеси, соотношения нефти с кислотой и от приемистости пласта Изменение давления нагнетания в насосно-компрессорных трубах и кольцевом пространстве между НКТ и эксплуатационной колонной при одновременно-раздельной закачке кислоты с нефтью и постоянной производительности агрегатов характеризует процесс фильтрации жидкостей через эксплуатационный фильтр в пласт. Стабильные значения давления в кольцевом пространстве скважины после выхода на режим свидетельствуют о равномерной фильтрации тампонирующей смеси и нефти в каналы фильтра. Повышение его по сравнению с установившимся указывает на увеличение фильтрационного сопротивления в каналах поступления воды из-за закупоривания их кислым гудроном и содержащимися в нем минеральными наполнителями и уменьшение поглощающего интервала фильтра. Дальнейший рост давления приводит к задавливанию нефтесернокислотной смеси в нефтенасыщенную часть пласта и снижению его проницаемости относительно нефти. Величина приведенного давления ?, (в отн ед.) определяется по уравнению
4 =Р,/Ро, (3-29)
где Р, — текущее давление нагнетания; Р0 — давление нагнетания нефти в кольцевом пространстве скважины в процессе исследования ее на приемистость по нефти.
Безразмерное время 6 определяется из соотношения
е-т,/тв, (з.зо)
где т, — время, соответствующее определенной стадии нагнетания жидкости; тв — время выравнивания давления в НКТ и кольцевом пространстве скважин.
При исследовании приемистости пласта нагнетанием воды кривые 1 и 2 (рис. 3.44) характеризуют изменение давления, соответственно, в нагнетательной линии обвязки агрегата НКТ и кольцевом пространстве скважины; кривая 3 — при закачке нефти по коль-
340
5
О
S Я
Зона критического давления
Время, отн. ед.
Рис. 3.44. Графики изменения давления на устье скважины в процессе нагнетания жидкости в скважину
цевому пространству при открытой линии к НКТ; кривая 4 — при заполнении кислотой насосно-компрессорных труб. После указанных операций начинается нагнетание кислоты по НКТ и нефти по кольцевому пространству в пласт Кривые 5 и 6 показывают типичное изменение давлений в кольцевом пространстве и НКТ при одновременной закачке нефти и кислоты (см. рис 3.44) Однако давление нагнетания при одинаковых условиях проведения процесса может отклоняться от расчетного в сторону увеличения при ограниченной приемистости пласта (кривые 7 и 8). Такой характер изменения давлений указывает на ограниченную фильтрацию нефти и кислоты в пласт, что является следствием нагнетания жидкостей в скважину при производительности агрегатов, повышающей ее приемистость, или резкого закупоривания путей водопритоков. В °боих случаях необходимо снизить производительность агрегатов,
341
а при продолжении роста давления процесс прекратить, чтобы ис ключить закупоривание нефтенасыщенной части пласта кислым гудроном.
Для оценки влияния режимов нагнетания на успешность проводимых работ и затрат времени на освоение скважин проведен анализ скважин, обработанных нефтесернокислотной смесью (табл. 3.47) Скважины разделены на три группы в зависимости от изменения давления в точке 0, т. е. на пересечении линий 5 и 6 при одновременной закачке нефти с кислотой (см. рис. 3.44). При стабилизации значений давления нагнетания или небольшом отклонении их от линии ДО (не более 10 %) скважины отнесены в первую группу. Во вторую — отнесены скважины, в которых процесс закачки прекращался при превышении этого предела на И...25 %; в третью — скважины со значительным превышением критических давлений (заштрихованная зона на рис. 3.44).
Динамика изменения давлений, выраженная кривыми 5 и б, характерна для 76 % обработанных скважин. Максимальное отклонение фактических давлений от расчетных составляет 9,8 %. Максимальная успешность воздействия нефтесернокислотной смеси достигается во второй группе скважин. При проведении работ в режиме, который описывается кривыми 7 и 8, резко увеличиваются затраты на освоение скважин.
Анализ кривых изменения относительного давления во времени (0) показывает, что после стабилизации режима закачки (кривая 5, на рис. 3.44) давление изменяется по линейной зависимости
^, = a + blQ (3.31)
Таблица 3.47
Показатели успешности ремонтов по группам скважин с различным режимом нагнетания нефтесернокислотной смеси
Группа скважин Число скважин Затраты времени на освоение, скв.-ч
всего из них успешных
1 60 32 26,0
2 18 12 28,8
3 4 2 192,0
342
Аналогичный характер изменения имеет рост давления в НКТ ('кривая б, на рис. 3.44), т. е. к завершению технологического процесса
?, = Ь2(в-Св), (3.32)
где Ь\ и Ьг — характеризуют угол наклона указанных линий относительно оси времени, а а и с отрезки, отсекаемые этими линиями на оси координат (см. рис. 3.44).
В точке О значение давления ^5 = 4в> тогда а + b\Q = b2(Q - се). Решая эти уравнения относительно 9, находим
0 = 4^- (з.зз)
Подставляя в уравнение (3.32), получим давление, соответствующее времени выравнивания его в НКТ и кольцевом пространстве
I
(3.34)
Коэффициенты Ь\ и Ь2 соответствуют значениям тангенса угла наклона прямых к оси ординат, т. е. Ьг = tga и Ь2 = tgp. Тогда
а + с • tga)
tgp-tga
(3.35)
Значения коэффициентов а и с определяются по величине отсекаемых на осях координат отрезков (см. рис. 3.44).
Максимально допустимые давления в кольцевом пространстве не должны превышать более чем на 20 % давление, фиксированное в процессе определения приемистости изолируемого пласта при работе агрегатов, закачивающих жидкость в пласт (заштрихованная зона на рис. 3.44). Тогда
l,2tgp(a + c-
tgp-tga
(3.36)
по которому определяется ожидаемое конечное давление и регулируется режим нагнетания компонентов.
Методом статистического анализа на основании данных, полученных по 232 скважинам, установлены пределы закачивания неф-тесернокислотной смеси в зависимости от приемистости обводненного пласта (табл. 3.48). При объемных соотношениях кислоты с Нефтью 1:1, 1:2, 1:3, 1:4 успешность ремонтно-изоляционных работ,
343
Таблица 3.
Рекомендуемые объемы нефтесернокислотной смеси в зависимости от приемистости пласта
Приемистость обводненного пласта, мэ/ч Объем нефтесернокислотной смеси на 1 м толщины пласта, м3
при Р= 10,0 МПа при Р= 8,0 МПа
Менее 20 5,0 3,5
Более 20 7,0 5,0
соответственно составляет 54, 59, 67 и 57 %, максимальная успещ. ность получена при соотношении 1:3.
Результаты применения цементирования пласта после закачивания нефтесернокислотной смеси, согласно схеме III (см. рис. 3.42), показывают, что это приводит к увеличению стоимости работ при одинаковых технологических показателях.
По результатам проведенных исследований определены следующие граничные условия эффективного применения метода:
Проницаемость пород, мкм2:
Терригенных......................................................................0,2...0,7
Карбонатных.................................................................0,1 и более
Обводненность добываемой продукции. %...........................до 99
Минерализация воды..........................................не ограничивается
Дебит жидкости, т/сут.................................................... 1,0 и более
Температура пластовая, К..............................................323 и более
Характер обводнения......нижняя, подошвенная, закачиваемая вода.
Таким образом, для увеличения охвата призабойной зоны пласта воздействием с применением серной кислоты можно реализовать предложенный механизм превращения компонентов продуктивного пласта в водоизолирующую массу. Такими компонентами в коллекторе являются асфальтены и смолы, содержащиеся в нефти, карбонатные составляющие горных пород или растворенные в пластовой воде соли кальция. Основным материалом в новой технологии является кислый гудрон, образующийся при взаимодейст-
344
йц серной кислоты с асфальтенами и смолами нефти, при недос-тке последних в пласте, они подаются дополнительно по трубам, а условиях терригенных и карбонатных коллекторов месторожде-ний Урало-Поволжья при температуре в пласте 293...333 К наиболее эффективно использование нефтей с массовым содержанием смол и асфальтенов более 15 %.
Технология ограничения притока вод в добывающие скважины внедрена на промыслах ОАО "Татнефть". Общий объем внедрения на 01.01.87 г. составил 910 скв.-операций. В результате увеличения охвата призабойной зоны пласта заводнением на Ромашкинском, Ново-Елховском и других месторождениях Республики Татарстан дополнительно добыто 754 тыс. т нефти и одновременно при этом сократился объем попутно добываемой воды на 19,1 млн м3.
3.4. Увеличение охвата пластов заводнением путем обработки призабойной зоны пласта химреагентами
В реальных условиях в призабойной зоне пласта вокруг скважины нарушается закон линейной фильтрации. Это связано с тем, что скважина имеет сообщение с пластом только через отверстия обсадной колонны, поэтому она является гидродинамически несовершенной. К тому же определенное влияние на изменение направлений потоков в призабойной зоне оказывают образующиеся осадки при фильтрации в пористой среде пластовых и технологических жидкостей. Поэтому в призабойной части пласта любой скважины линии тока жидкости искривляются за счет чего возникают дополнительные энергетические потери [278]. В призабойной зоне реальных скважин дополнительные гидравлические потери приводят к существенной деформации всего силового поля в пласте, следовательно, влияют на коэффициент охвата воздействием и нефтеотдачу пласта.
Известно, что если проницаемость призабойной зоны в результате ее обработки зоны или других геолого-технических мероприятий оказалась вдвое выше, чем в пласте, то градиент давления в ^асте при г > г„зп значительно возрастает. Снижение градиента, Как установлено многими исследователями [278], оказывает отри-Чательное влияние на нефтеотдачу. Чем меньше градиент давления, тем меньше подвижность нефти в пласте, чем меньше диаметр пор,
345
тем в квадрат раз меньше их проницаемость [278] и, согласно закону Пуазейля, еще в квадрат раз меньше расход жидкости по этим каналам. В таких каналах велики капиллярные силы и большая площадь удельной поверхности пород, на которой образуются пленки малоподвижной жидкости. Поэтому в удаленных от скважины участках продуктивного пласта, где значения градиента давления невелико, дополнительное его снижение приводит к образованию застойных зон и, в конечном счете, к уменьшению коэффициента нефтеотдачи вследствие неполного охвата его заводнением.
Для эффективного использования энергии пластовых и закачиваемых вод для охвата призабойной зоны нефтевытеснением в этих условиях необходимо:
1) создать фильтры с минимальными гидравлическими сопротивлениями еще в процессе строительства скважины;
2) производить своевременную обработку призабойный зоны пласта для восстановления проницаемости относительно нефти и тем самым повышения производительности скважин.
Как известно, в нефтепромысловой практике создано множество технологий обработки призабойной зоны для решения проблемы восстановления проницаемости призабойной зоны пластов [61, 106, 279—285].
Все многообразие применяемых методов интенсификации добычи скважин, согласно классификации Р.Х. Муслимова, можно объединить в 5 групп: химические, физические, физико-химические, тепловые и термохимические, микробиологические [280].
Химические методы обработки призабойной зоны подразделяются на следующие виды: кислотные, обработка ПАВ и растворителями. Химические методы составляют почти половину годового объема обработок призабойной зоны на месторождениях Татарстана.
Физические методы. 25 % обработок призабойных зон осуществляется физическими методами, которые подразделяются на 4 подгруппы:
1) методы очистки призабойной зоны пласта путем создания многократных депрессий;
2) вибрационно-волновые;
3) перфорационные методы;
4) гидравлический разрыв пласта.
Наиболее широко (13 % всех обработок призабойной зоны) применяют методы создания многократных депрессий на пласт.
346
гтепрессионные методы особенно эффективны в нагнетательных скважинах.
Цз термических и термохимических методов интенсификации скважин наиболее успешно применяются: термогеохимическое воздействие (ТГХВ), внутрипластовая термохимическая обработка (ВПТХО) и стационарный электропрогрев призабойной зоны пласта (СЭП). В последние годы разработаны эффективные комплексные методы термоимплозионного воздействия на пласты, последовательное и непрерывное воздействие на призабойную зону пласта нескольких факторов: тепла, давления, газа и имплозии позволяет увеличить охват пласта воздействием и получить устойчивое повышение дебитов нефти.
В ОАО «Татнефть» в настоящее время применяется более 20 различных видов обработок призабойной зоны. До конца 1970-х гг. методы обработки призабойной зоны применялись в основном (80...90 %) для восстановления и увеличения приемистости нагнетательных скважин, так как в этот период эксплуатировались большей частью девонские горизонты, представленные терриген-ными коллекторами, и уровень добычи зависел от увеличения приемистости нагнетательных скважин [65]. С начала 1980-х гг. в ОАО «Татнефть» приступили к разбуриванию залежей в карбонатных коллекторах, в основном низкопроницаемых, неоднородных, с низкой продуктивностью и залежей высоковязкой нефти в терри-генных коллекторах. В связи с чем потребовалось увеличение производительности добывающих скважин, и поэтому доля обработок призабойной зоны в них возросла.
Восстановление и увеличение проницаемости призабойной зоны карбонатных коллекторов на месторождениях ОАО «Татнефть» производится солянокислотными обработками. При проведении традиционной простой солянокислотной обработки (СКО) воздействию подвергаются вначале крупные поровые каналы и трещины, по которым активная кислота, закачиваемая под давлением и с большой скоростью, проникает в карбонатный коллектор на сотни Метров, увеличивая трещинную проницаемость на значительном Расстоянии от забоя скважины [286, 287]. Но неравномерная тре-Щиноватость коллектора при таких обработках увеличивает степень ^однородности и ускоряет темп обводнения.
Увеличение охвата кислотным воздействием достигается за С4ет модернизации солянокислотной обработки: поинтервальных
347
обработок (ПСКО), создания каверн-накопителей путем много кратных кислотных ванн (ИКНН). Сущность метода ИКНН в мно, гократных (4...7 раз) обработках с возрастающими (на 10...15 %\ объемами соляной кислоты, которая закачивается без давления (ки-слотные ванны), что способствует увеличению проницаемости при-забойной зоны скважины. Метод применяется как в малообводненных, так и в высокообводненных скважинах.
Для повышения охватом всей перфорированной толщины пласта в ТатНИПИнефти и ОАО «Татнефть» разработаны и широко используются две технологии: направленной солянокислотной обработки в пластах толщиной до 10 м и циклической направленной солянокислотной обработки для пластов более 10 м [287].
Технология направленной солянокислотной обработки включает в себя последовательную закачку в скважину с последующей продавши в пласт временно блокирующего инертного к кислоте коллоидного состава и соляной кислоты. Временно блокирующий состав заполняет работающие участки пласта и тем самым предотвращает поступление в них кислоты. Кислота продавливается в неработающие зоны пласта. При освоении скважины временно блокирующий состав разжижается пластовой нефтью и деблокирует дренированные участки. В результате направленной обработки пласта приток нефти осуществляется и по ранее работавшим участкам, и по вновь обработанным про-пласткам. При реализации направленной солянокислотной обработки с соблюдением технологии происходит повышение охвата пласта воздействием и достигается многократное увеличение производительности скважины. В ОАО «Татнефть» технология направленной солянокислотной обработки широко применяется с 1985 г. За этот период выполнено более 500 скв.-операций [106,286,287].
Технология циклической направленной солянокислотной обработки представляет собой несколько последовательно выполняемых операций направленной солянокислотной обработки за 1 скв.-операцию, т. е. за один спуск колонны НКТ. Данная технология предназначена для применения при толщине продуктивных пластов 15,0...40,0 м, в которых неработающие участки составляют до 75,0 % перфорированной толщины пласта, в то время как при обычной направленной обработке кислотному воздействию подвергается 5,0-7,0 м толщины пласта.
Анализ работы промышленного системного внедрения указанных выше технологий на месторождениях Татарстана позволяет
348
нести их к физико-химическим методам повышения охвата платов воздействием. Подтверждением этого положения является ост пластового давления практически во всех обработанных скважинах, что свидетельствует о подключении в работу зон, не имев-п0х ранее гидродинамической связи со стволом скважины [286].
В качестве перспективного направления работ по увеличению охвата призабойной зоны воздействием можно отметить методы глубокого химического воздействия на пласт. Это такие способы, при которых к кислоте добавляется определенный химический реагент, замедляющий реакцию кислотного компонента с породой пласта технологии с применением СКМД и нефтекислотных эмульсий. В табл. 3.49 проведено сопоставление показателей технологической эффективности химических методов обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин НГДУ "Иркен-нефть" и НГДУ "Ямашнефть" [286]. Успешность технологического процесса в скважинах НГДУ "Ямашнефть" выше, чем по месторождениям НГДУ "Иркеннефть", но по дополнительной добыче нефти (закачке воды) на 1 скважину и средней продолжительности эффекта значительно ниже.
Как видно из приведенных данных в табл. 3.49, показатели технологической эффективности методов обработки призабойной зоны в целом и методов стимуляции скважин в частности на Абд-рахмановской площади выше, чем по месторождениям НГДУ "Ямашнефть", что связано с особенностями геолого-физических условий эксплуатационных объектов разработки. Дело в том, что толщина пластов объектов и соответственно потенциальная продуктивность скважин в НГДУ "Ямашнефть" значительно ниже, чем по Абдрахмановской площади. Поэтому даже при увеличении дебита по нефти в несколько раз низкопродуктивные скважины не Дают того прироста добычи, как потенциально высокопродуктивные скважины Абдрахмановской площади.
При разработке пластов с терригенными коллекторами для Увеличения охвата призабойной зоны воздействием широко применяется термогазохимическое воздействие (ТГХВ). Сущность его заключается в использовании комплексного воздействия на приза-бойную зону пласта газов, образующихся при сгорании бескорпус-нЫх пороховых зарядов, спускаемых в интервал продуктивного Пласта на каротажном кабеле. Процесс горения сопровождается значительным выделением тепловой энергии, за счет которой про-
349
Таблица 3.49
Сравнение показателей технологической эффективности химических методов обработки призабойных зон
добывающих и нагнетательных скважин Абдрахмановской площади
и НГДУ "Ямашнефть"
Метод обработки ГОП Успешность проведения технологического процесса в скважине, % Дополнительная добыча нефти (закачка воды) на 1 скважино-обработку, т(м3) Средняя продолжительность эффекта, сут
добывающей нагнетательной добывающей нагнетательной добывающей нагнетательной
Абдрах-мановская площадь Ямашнефть Абдрахма-новская площадь Ямашнефть Абдрах-мановская площадь Ямашнефть Абдрах-мановская площадь Ямашнефть Абдрах-мановская площадь Ямашнефть Абдрах-мановская площадь Ямашнефть
Солянокислотная 55,0 79,0 61,0 75,0 749,0 187,0 15500,0 4535,0 290 122 219 89
Глинокислотная 55,0 100,0 66,0 84,0 623,0 274,0 17260,0 5282,0 288 143 331 94
Кавернонакопитель (ИКНН) 74,0 84,0 — — 350,0 — 329,0 144,0 — — — —
ТГХВ 56,0 100,0 65,0 75,0 959,0 161,0 19848,0 2162,0 311 94 330 39
Пенокислотная — — 85,0 50,0 — — 10362,0 3860,0 — - -I 210 / 54 /
исходит расплавление выпавших при эксплуагации скважины тя-еЛых компонентов нефти. При быстром сгорании бескорпусных Ороховых зарядов против обрабатываемого пласта создается мощ-яь!Й импульс давления (превышающий горное), который приводит к расширению естественных и созданию новых каналов фильтре ции. Кроме того, положительным фактором является эффект химического воздействия на призабойную зону пласта газовой фазы продуктов горения. Небольшая продолжительность обработки, простота операции и высокая эффективность обеспечили этому методу широкое применение.
Призабойная зона пласта добывающих скважин характеризуется большими градиентами давления, наличием условий для горизонтального прорыва и циркуляции пластовых вод; содержанием механических примесей, образовавшихся при проведении буровых или ремонтных работ. В результате происходит преждевременное обводнение продукции (часто выше пределов рентабельной разработки) задолго до достижения потенциально возможного отбора нефти из скважины. Преимущественно гидрофильный характер смачиваемости продуктивных нефтесодержащих коллекторов приводит к интенсивному капиллярному проникновению воды в призабойные зоны добывающих скважин, что является причиной снижения производительности скважин, вплоть до прекращения притока нефти.
Снижение фильтрационных характеристик породы в призабой-ной зоне происходит и за счет загрязнения ее парафиносмолистыми отложениями и эмульсиями в порах пласта. В процессе эксплуатации месторождений с нефтями, имеющими повышенное содержание асфальтенов и смол, при пластовых температурах близких к началу кристаллизации парафина, нефтепроницаемость призабой-ной зоны резко ухудшается вследствие образования в поровых каналах асфальтосмолопарафиновых отложений.
Среди технологий обработки призабойной зоны скважин, в Разрезе которых имеются нефтенасыщенные интервалы пласта, не вовлеченные в разработку по различным причинам, особое место занимает использование гиброфобизирующих веществ, способст-вУющих увеличению фазовой проницаемости по нефти.
Изучение физико-химических методов воздействия на приза-бойную зону пластов показало, что для терригенных пластов наиболее перспективным является применение композиций на основе Углеводородных растворителей, обладающих рядом преимуществ ПеРед другими методами:
351
избирательность действия на нефте- и водонасыщенные участ ки призабойной зоны пласта;
высокая эффективность при обработке низкопроницаемых кол. лекторов;
возможность сочетания нескольких полезных функций в од. ном реагенте (растворение АСПО, гидрофобизация, водоизоляция и т. д.).
В научно-производственной фирме «Иджат» разработана и внедрена технология обработки призабойной зоны добывающих скважин с применением углеводородной композиции — реагент многофункционального действия (РМД). Технология с применением РМД предназначена для интенсификации добычи нефти за счет гидрофобизации и депарафинизации обрабатываемой части коллектора, селективного повышения фильтрационного сопротивления водонасыщенных интервалов пласта и улучшения условий фильтрации нефти по нефтенасыщенным интервалам пласта (табл. 3.50).
Анализ результатов моделирования процессов нефтевытесне-ния на моделях пласта с имитацией подошвеннной воды с применением регента многофункционального действия показал, что после закачки оторочки РМД происходят (см. табл. 3.50, рис. 3.45):
1) перераспределение фильтрационных потоков за счет увеличения в водонасыщенном пропластке фильтрационного сопротивления пористой среды (кривая 4, на рис. 3.45), а в нефтенасыщен-ном наоборот уменьшение фильтрационного сопротивления (кривая J);
2) снижение обводненности отбираемой продукции на 11,1 °/° (кривая 2);
3) увеличение дебита нефти в 2,34 раза (кривая 3);
4) увеличение нефтеотдачи по сравнению с прогнозом на 23,7 %.
Критерием эффективности обработки модели пористой среды РМД является уменьшение остаточного фактора сопротивления. Остаточный фактор сопротивления для реагента многофункционального действия составил 0,81...1,05, в среднем 0,87 (рис. 3.46)' Обработка РМД обеспечивает гидрофобизацию поверхности пористой среды, что в условиях реальных пластов будет способствовать улучшению охвата пластов воздействием и в конечном итоге повышению коэффициента извлечения нефти.
352
Таблица 3.50
Показатели процесса нефтевытеснения на моделях пласта с имитацией подошвенной воды с применением РМД
№ п/п Показатели Пропласток Соотношение
нефтенасыщен-ный водонасыщен-ный
1 Проницаемость по воздуху, мкм2 0,590 0,590 1 • 1
2 Подвижность А/ц, мкм2/мПа-с
перед оторочкой 0,0448 0,513 1 : 11,53
после оторочки 0,0551 0,234 1 : 4,25
4 Обводненность продукции, %
перед оторочкой 0 100 92,1
после оторочки 0 100 81,0
5 Дебит жидкости, см3-
до оторочки 1,63 18,7 1 : 11,5
после оторочки 3,81 16,2 1 : 4,25
увеличение, раз 2,34 —
уменьшение — 1,15
6 Нефтеотдача, %:
перед оторочкой 11,5 — —
после оторочки:
прогнозный через 1 п.о. 32,8 — —
фактический через 1 п.о. 56,5 — —
7 ^~- -. Прирост нефтеотдачи, % 23,7 — —
23-4654
353
100,
0,25 0,50 0,75 1,00 1,25
Объем прокачанной жидкости,п.о.
Рис. 3.45. Изменение расхода жидкости, обводненности добываемой продукции и фильтрационных характеристик модели нефтяного пласта с имитацией подошвенной воды после закачки РМД:
I _ обводненность продукции В, %; 2 — дебит нефти по нефтенасыщенному про-пласту, см3/ч; J — дебит воды по водонасыщенному пропластку, см3/ч; 4 — изменение фильтрационного сопротивления водонасыщенного пропластка; 5 — изменение фильтрационного сопротивления нефтенасыщенного пропластка; 6 — изменение перепадов давления
354
J
4,0
3,0
1,0
1
0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5
Объем прокачанной жидкости по пласту с начала закачки оторочек, п.о. - оторочка реагента РМД
Рис. 3.46. Изменение фильтрационного сопротивления пористой среды модели
однородного пласта после закачки оторочек реагента РМД для условий
Ромашкинского месторождения.
Нефтенасыщенная пористая среда: 1 — прокачка нефти — оторочка реагента РМД —• прокачка нефти. Пористая среда со 100%-й водонасыщенностью: 2 — прокачка воды с содержанием солей 130 г/л — оторочка реагента РМД — прокачка воды с содержанием солей 130 г/л. Пористая среда с остаточной нефтенасыщенностью (после вытеснения нефти водой): 3 — прокачка воды с содержанием солей 130 г/л — оторочка реагента РМД— прокачка воды с содержанием солей 130 г/л
При обработке водонасыщенной пористой среды реагентом многофункционального действия остаточный фактор сопротивления зависит от значения остаточной нефтенасыщенности — чем меньше нефтенасыщенность, тем больше остаточный фактор сопротивления. На физических моделях неоднородного нефтяного пласта установлено, что при обработке нефтенасыщенной пористой среды реагентом многофункционального действия происходит улучшение фильтрационных характеристик пласта, увеличивается отбор Нефти на 80,0 % и снижается обводненность на 7,0 %. В водонасы-Щенных пористых средах реагент многофункционального действия °бладает и водоизолирующими свойствами. Указанные свойства Реагента многофункционального действия позволяют осуществлять Комплексное воздействие на призабойную зону пласта.
23М654 355
Реагент многофункционального действия испытан в 17 вающих скважинах НГДУ Бавлынефть ОАО "Татнефть" на Сабам чинском, Бавлинском и Ромашкинском месторождениях.
Критериями выбора объектов для воздействия реагентом гофункционального действия являлись:
— низкий дебит скважин по нефти и жидкости;
— неоднородность продуктивного пласта по проницаемости.
Результаты опытно-промысловых работ показали, что после обработки призабойной зоны скважин происходят увеличение дебита нефти и воды, снижение обводненности продукции (табл. 3.51). ус. пешность обработок составила в среднем 82 %. По состоянию на 01.04.2001 г. дополнительно извлечено 7996 т нефти, в среднем на 1 эффективную обработку — 571 т нефти при продолжающемся эффекте в 83 % скважин.
Динамика изменения дебита по нефти и по жидкости, обводненности продукции и водонефтяного фактора скв. 1530 Сабанчин-ского месторождения после обработки призабойной зоны РМД приведена на рис. 3.47. В разрезе скв. 1530 продуктивные пласты бобриковско-радаевского горизонта перфорированы в интервале 1150,4...1159,0 м. Через 3 месяца после проведенной обработки обводненность продукции снизилась с 89,0 % до 75,8 %, а затем и до 67,1 %, а дебит нефти возрос с 11,7 до 44 т/сут, прирост дебита нефти составил в среднем 9,0 т/сут. Общий дебит по жидкости повысился со 105,6 до 174,0 т/сут.
Перед обработкой призабойной зоны реагентом многофункционального действия в скв. 150 Няш составлял 429 м, Н„ — 343 м, а забойное и пластовое давление — соответственно — 6,6 и 7,3 МПа. После обработки призабойной зоны Яди„ составил 273 м, Н„ — 225 м при повышении Даб до 7,0 МПа, а Рш -— до 8,4 МПа, что свидетельствует о резком улучшении фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта. Эксплуатационные данные скважины свидетельствуют о подключении в работу как неработающих низкопроницаемых пропластков продуктивного пласта в результате гидрофобизации реагентом многофункционального действия, так и об эффективной очистке призабойной зоны от АСПО, что и привело как к увеличению дебита скважины по жидкости, так и увеличению дебита нефти при снижении водонефтяного фактора. Как следует из вышеприведенных данных, обработки призабойной зоны с применением реагента многофункционального действия РМД оказывают высокоэффективное воздействие на призабойную зону пла-
356
.5 \
Изменение эксплуатационных показателей добывающих скважин месторождений НГДУ "Бавлынефть" после обработки призабойной зоны пласта реагентом РМД, проведенной в 1999 — 2000 гг.
(по состоянию на 01.04.2001 г.)
1
Место рождение, залежь (горизонт) Номер скважины Дата обработки Основные эксплуатационные показатели скважин
до обработки после обработки технологическая эффективность
Дебит нефти, т/сут Дебит жидкости, т/сут Обводненность, % Дебит нефти, т/сут (максимальный) Дебит жидкости, т/сут (максимальный) Обводненность, % (минимальная) Прирост дебита нефти, т/сут (в среднем) Продолжительность эффекта, сут Дополнительная добыча нефти, т
Сабанчинское (бобриковско-радаевский) 1605 11.10.99г. 0,2 1,1 83,5 1,2 9,9 90,3 0,50 442,8 220*
1530 20.10.99г. 14,1 122,3 86,9 44,0 209,6 67,1 7,07 525,0 3710*
1647 30.10.99г. 6,3 53,0 92,6 10,7 76,0 83,2 3,29 184,0 605
1594 14.07.00 г. 1,1 6,8 86,1 2,9 11,9 75,7 0,80 239,5 191*
1742 18.07.00г. 0,7 12,2 91,7 1,9 30,1 90,6 0,82 256,0 209*
1799 20.07.00 г. 0,1 2,0 99,1 0,3 6,1 95,6 0,47 252,9 120*
1545 25.07.00 г. 0,2 22,0 99,2 0,2 25,5 99,2 — 176,3 3*
1985 28.07.00 г. 0,4 14,1 98,4 0,4 15,6 96,0 — — 56
1508 01.08.00г. 0,1 15,4 99,2 0,8 16,3 95,1 1,04 207,1 215*
2041 25.09.00 г. 8,4 16,9 42,0 9,5 31,3 94,5 — 139,7 0
1849 14.12.00г. 1,1 12,1 90,0 1,1 13,7 91,7 0,60 121,0 72*
1846 25.12.00г. 1,3 15,1 90,9 2,1 15,1 87,5 0,22 9,2 2
Бавлинское, залежь 998 (бобр.-радаевский) 1230 03.10.00г. 0,5 11,9 95,8 1,6 12,4 87,2 0,61 171,7 104*
932 23.10.00г. 0,6 9,9 93,6 1,4 8,6 83,5 1,03 118,5 122*
946 21.11.00г. 0,8 13,8 91,8 1,5 35,5 95,8 3,65 125,0 456*
Ромашкинское, Южная (паший-ский) 10599 15.12.99г. 0,4 56,9 99,2 7,8 55,6 84,0 3,93 471,0 1854*
22423 23.12.99г. 0,1 3,5 99,3 0,4 5,8 91,7 — — 58
Итого: 7996
* Эффект продолжается.
250
Рис. 3.47, Динамика дебитов по нефти q,, и жидкости qm обводненности
продукции В и водонефтяного фактора ВНФ ске. 1530 Сабанчинского
месторождения после ОПЗ пласта реагентом РМД
ста, при этом повышается дебит скважин как по нефти, так и по жидкости. Наибольший технологический эффект наблюдается в скважинах, в разрезе которых продуктивный пласт является неоднородным по проницаемости и имеются в наличии неработающие низкопроницаемые пропластки. Обработки призабойной зоны пласта реагентом многофункционального действия можно совмещать с другими видами воздействия (солянокислотными обработками др.). Полученные результаты свидетельствуют о том, что эта технология является перспективной для увеличения производительности добывающих скважин месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, и может успешно применяться в малодебитных высокообводненных скважинах со сниженной производительностью.
Одним из методов повышения охвата пластов воздействием является разработанная во ВНИИ системная технология ОПЗ нагнетательных и добывающих скважин [199]. Применение технологии ОПЗ при разработке нефтяных месторождений предусматривает обработку призабойных зон пласта практически одновременно (Б
358
ечение 2...3 мес.) как в нагнетательных, так и в добывающих сква-инах в пределах выбранного участка месторождения. Реализация того условия позволяет получать наибольший технологический ффект по суммарному приросту как закачки, так и добычи нефти йз скважин этого участка. Важным условием получения максимального эффекта от применения системной технологии является сохранение равенства объемов закачки и отбора. Продолжительность эффекта от обработки скважин при системной ОПЗ имеет большие интервалы: от нескольких недель и месяцев до года и более. Системная технологии ОПЗ в слоисто-неоднородных пластах наиболее эффективна, если она направлена на увеличение охвата отдельных пропластков при последующем заводнении. Выравнивание профилей приемистости и отдачи по толщине пласта достигается проведением ОПЗ дифференцированно по разрезу установкой пакера в действующих скважинах или проведением капитальных ремонтов скважин с цементированием и раздельным вскрытием пропластков. До проведения работ по обработке призабойной зон скважин с целью интенсификации закачки воды и отбора жидкости проводятся мероприятия по изоляции высокопроницаемых прослоев или пластов для выравнивания профилей приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин.
В низкопроницаемых пластах для повышения охвата пластов заводнением применяется системная обработка пласта с изменением фильтрационных потоков. В первую очередь (первый комплекс) при системной обработке с изменением фильтрационных потоков предусматривается одновременная обработка нагнетательных и тех добывающих, относящихся к соответствующим нагнетательным, между которыми ухудшена (или вообще отсутствует) гидродинамическая связь. К числу обрабатываемых в первую очередь следует отнести также скважины (добывающие и нагнетательные), имеющие ухудшенные (по сравнению с окружающими) параметры эксплуатации (приемистость, продуктивность).
Для второго комплекса системной обработки пласта подбираются в основном скважины, обработка которых позволит дополнительно изменить направления фильтрационных потоков по площа-Ди. Третий комплекс системной обработки включает в себя целенаправленные мероприятия, приводящие не только к площадному Изменению фильтрационных потоков, но и объему пласта. Это производится путем подключения или отключения отдельных пропла-стков, увеличения их приемистости или отдачи, разделения объе-
359
мов и т. д Последовательность выполнения перечисленных ком плексов системной обработки устанавливается индивидуально дЛя каждого конкретного случая. Как показал анализ результатов про. веденных обработок, более эффективным является комплексирова-ние различных методов ОПЗ (кислотных и с применением растворителей, ПАВ и др.).
Таким образом, для достижения наибольшего охвата пластов воздействием и достижения высоких коэффициентов вытеснения нефти при обработках призабойной зоны химическими методами необходимо использовать технологии, учитывающие геолого-физические характеристики пластов и залежей, эксплуатационные характеристики конкретных скважин и определенные параметры технологического процесса. Глубокое исследование физико-химических процессов воздействия на горную породу и пластовые жидкости, подбор оптимального состава реагентов для конкретного объекта разработки приводят к увеличению эффективности воздействия на призабойную зону пласта.
3.5. Обоснование выбора физико-химических методов
увеличения нефтеотдачи пластов с учетом особенностей
геологического строения и выработанности запасов нефти
объектов разработки
На основе многочисленных лабораторных исследований и опытно-промысловых испытаний методов повышения нефтеотдачи пластов, проведенных в нашей стране и за рубежом, накоплены достаточно обширные знания и представления о количественных критериях, характеризующих свойства пластовой нефти, воды и пластов, для успешного их применения. Их анализ позволяет отметить некоторые характерные, общие для всех методов критерии, ограничивающие или сдерживающие применение всех методов, в том числе и методов, основанных на увеличении охвата пластов заводнением.
Одним из основных условий, определяющих перспективность методов ПНП, является геологическая неоднородность. Неоднородность нефтяных пластов имеет существенное значение при использовании методов ПНП, основанных на увеличении коэффициента вытеснении. Так, закачка растворов ПАВ и карбонизированной воды оказывается малоэффективной в неоднородных по строе-
360
I
И1о пластах, ибо возможен их прорыв по наиболее проницаемым оослоям, что обусловливает низкий коэффициент охвата воздей-твием. Случаи преждевременного прорыва растворов ПАВ и ми-ллярных растворов (МР) отмечены в практике разработки месторождений Бентон и Дирфилд [203, 288].
Влияние геологической неоднородности пластов на эффективность закачки в них оторочек серной кислоты в некоторой степени ослабляется закупоркой пор высокопроницаемых прослоев осадками, образующимися при взаимодействии кислоты с солями кальция. Аналогично при закупорке пор растворами щелочей в результате резкого снижения поверхностного натяжения образуется устойчивые эмульсии повышенной вязкости, которые приводят к снижению подвижность вытесняющей воды, тем самым увеличивая коэффициент охвата и улучшая условия нефтевытес-нения [289].
Полимеры относятся к тем реагентам, применение которых эффективно при вытеснении нефти в пластах неоднородного строения. Это объясняется их способностью проявлять большее сопротивление в высокопроницаемых прослоях, чем в низкопроницаемых, что обусловливает увеличение коэффициента охвата воздействием. В то же время в сильнокавернозных и трещиноватых пластах применение полимерного заводнения малоэффективно [203]. В пластах однородного строения закачка растворов полимеров приводит к уменьшению проницаемости равномерно по всему разрезу и соответственно к уменьшению охвата пластов воздействием и темпов разработки [203, 289]. В резко неоднородных пластах снижается эффективность биополимерного воздействия [290].
Широко применяемые в последние годы на нефтяных месторождениях России методы ПНП на основе изменения фильтрационных сопротивлений высокопроницаемых зон пласта полимер-дисперсные системы целенаправленно разрабатывались для эффективного извлечения нефти из терригенных и карбонатных коллекторов месторождений, характеризующихся следующими показателями [128, 171 — 174]:
— низкий коэффициент охвата заводнением, обусловленный высокой проницаемостной неоднородностью продуктивных пластов, проницаемость которых по разрезу меняется не менее чем в 2- -3 раза;
•— коэффициент расчлененности — 2 и более.
361
Результаты внедрения ПДС на месторождениях Татарстан показали, что в пластах с коэффициентом расчлененности 2 удельная технологическая эффективность составляет 4,0 тыс. т/ реагента, с увеличением неоднородности она достигает 10,0 тыс т [164,201,202].
Также одним из основных факторов определяющим эффективность физико-химических методов воздействия является проницае, мость пластов. Опыт разработки нефтяных месторождений быв. шего Советского Союза показывает, что заводнение эффективно в терригенных породах с проницаемостью 0,05 мкм2 и более. Поскольку применяемые в методах ПНП технологические жидкости обладают вязкостью значительно большей, чем закачиваемая вода, становится очевидным эффект от их применения в коллекторах с проницаемостью, по крайней мере, не меньше указанной [194]. Об этом свидетельствует и анализ результатов опытно-промышленных экспериментов, в большинстве которых эффект от применения физико-химических методов был получен в породах с Кпр > 0,05 мкм2, а при закачке растворов щелочей — в породах с #пр>0,1 мкм2.
Растворы полимеров — вязкие жидкости, поэтому для продвижения по пласту они должны обладать хорошими фильтрационными свойствами. Большинство исследователей [289, 291] полагают, что эффективным применение полимерных растворов является при вытеснении нефти из пород с проницаемостью свыше 0,1 мкм2. В работе [207] указывается проницаемость Кпр = 0,1... 1,0 мкм2 как наиболее оптимальный интервал проницаемости при полимерном заводнении. Нижний предел проницаемости пород (К = 0,2 мкм2) устанавливается с учетом сохранения темпов отбора жидкости в период закачки полимера. В слабопроницаемых коллекторах целесообразно применять полимеры с низкой молекулярной массой (1...2 млн), который может проявлять высокий фактор сопротивления в пористой среде с низкой проницаемостью.
С увеличением проницаемости возрастает подвижность растворов полимера и воды, фильтрующейся вслед за ним. В пласте с проницаемостью более 2 мкм2 практически не проявляется остаточный фактор сопротивления. Эта особенность фильтрации полимерных систем снижает эффективность процесса полимерного заводнения в неоднородных пластах с высоким значением средней проницаемости [207]. 362
0 отличие от полимерного заводнения воздействие ПДС и их дйфикаций на пласт заключается в том, что остаточный фактор Пр0тивления, создаваемого ПДС, возрастает с увеличением про-ицаемости пористой среды, в то время как для полимерного рас-Ора оно уменьшается, что является одним из определяющих условий эффективного применения ПДС в промытых зонах пласта.
Нефтенасыщенность пластов .$"„. является одним из важнейших факторов, определяющих целесообразность применения и выбора метода ПНП. Требуется тщательное конкретное изучение нефтенасыщенности пласта, ее детерминированного распространения по объему залежей, охвата заводнением и степени вытеснения в заводненном объеме, прежде чем принять решение о применении того или иного метода или технологии процесса. Многие методы (горение, вытеснение паром, водорастворимыми ПАВ) не применимы при нефтенасыщенности пластов менее 50 %, просто из-за неокупаемости затраченных средств на приобретение реагента и работ по реализации технологии повышения нефтеотдачи пластов [17].
Если основная часть остаточной нефти в пласте находится в заводненном объеме в рассеянном состоянии, то требуется применение методов, способных сделать ее подвижной (углекислый газ, ПАВ), а если большая часть остаточной нефти размещена в неохваченных слоях и прослоях, то требуются методы, повышающие охват пластов вытеснением (ПДС и их модификации ВДС, КДС, технологии на основе композиций маслорастворимых ПАВ, технологии на основе жидкого стекла, алюмохлорида со щелочными реагентами и т. д.).
При прочих равных условиях, чем выше начальная нефтена-сыщенность пласта, тем больше возможная эффективность методов. Анализ результатов опытно-промышленных экспериментов [194] показал, что закачка растворов полимеров, ПАВ и оторочек серной кислоты оказывается эффективной в пластах с 5Н. > 60 %, а применение двуокиси углерода и растворов щелочей — в пластах с $, > 40 %.
Осведомленность о текущей нефтенасыщенности как в процессе проектирования, так и проведения методов воздействия или выбора методов ПНП играет исключительную роль в поздней ста-Дии разработки. Знание значений текущей нефтенасыщенности, предельно допустимых при заводнении, внедрении тех или иных Методов воздействия и методов ПНП, позволило бы в стадии про-
363
ектирования оценить ожидаемый прирост дополнительной добы чи, рассчитать экономические показатели. В пределах объект разработки трудно оценить предельные значения остаточной неф. тенасыщенности при заводнении из-за значительного разброса этого параметра от 0,135 до 0,355 по лабораторным исследованиям и от 0,057 до 0,367 для Ромашкинского месторождения по кер ну [292].
При выборе физико-химических методов воздействия на основании карт текущей нефтенасыщенности по пластам Ромашкинского месторождения и с учетом выводов работ [293, 294] за среднее предельное значение остаточной нефтенасыщенности при заводнении принято 0,36 [65].
Естественно, при проектировании методов ПНП необходимо оценивать не только количественное значение остаточной нефтенасыщенности, но и структуру и причины, образовавшие эти остаточные запасы нефти [10, 16, 293—295]. Учитывая тот фактор, что каждая разработанная технология ПНП предусматривает воздействие на определенные виды остаточных запасов нефти и сил, удерживающих остаточную нефть в пластах, механизм выбора базируется на максимальном охвате запасов нефти воздействием при применении методов ПНП.
К настоящему времени на крупных месторождениях, разрабатываемых заводнением и находящихся в поздней стадии, текущие запасы нефти сосредоточены в двух группах коллекторов:
— в песчаных пластах, характеризующихся хорошими коллек-торскими свойствами и высокой отработанностью извлекаемых запасов нефти, обводненностью;
— в слабопроницаемых коллекторах и мелких песчаных линзах, вскрытых единичными скважинами.
В связи с этим методы воздействия должны быть выбраны исходя из структуры текущих запасов нефти.
На месторождениях Татарстана испытывались практически все известные химические методов ПНП, разработанные в России и за рубежом, в том числе:
в песчаных пластах: закачка концентрированной серной кислоты [196, 236], ПАВ [296], сернокислого глинозема [193], растворителей и композиций СНПХ-91 и СНПХ-92, СНПХ-9630 [297, 238], полимеров [65, 298], тринатрийфосфата [299], полимерно-дисперсных систем [128, 171—174];
364
для слабопроницаемых коллекторов: закачка ПАВ [65, 296].
Пористость в меньшей мере влияет на выбор пластов для при-еНения физико-химических методов. Учитывая, однако, ее связь с проницаемостью и нефтенасыщенностью, можно заключить, что ее Пр6дельная величина для терригенных пород будет составлять 16 % г i94]. Предельная величина для карбонатных пород выше, так как в них при больших средних радиусах пор г и пористости т большей, чем в песчаниках, проницаемость меньше вследствие блокирования части крупных пор [17].
Для применения физико-химических методов ПНП важной характеристикой коллекторов является удельная поверхность пористой среды — отношение площади поверхности пор к объему или массе пористой среды:
Sv= G
т
•jm ,
(3.37)
где Sy — удельная поверхность; т — пористость, %; К — проницаемость, мкм2, G -— эмпирический коэффициент, равный (7...10) • 103 для разных коллекторов, так как любые химические растворы, находясь длительное время в пластах, взаимодействуют с их поверхностью, вызывая процессы адсорбции химических реагентов, деструкцию молекул ионного обмена между растворами и поверхностью, растворения солей и др.
Литологический состав пород заметно влияет на эффективность физико-химических методов. Например, она значительно снижается в породах с повышенным содержанием глинистого материала Сг. Высокое содержание глины в нефтеносных пластах (более 10 %) противопоказано для всех методов увеличения нефтеотдачи пластов. При высоком содержании глины в пластах физико-химические методы снижают свою эффективность вследствие большой адсорбции химических продуктов. Адсорбция химических реагентов пропорциональна удельной поверхности пористой среды, которая для алевролитов и полимиктовых коллекторов в 10...50 раз выше, чем для кварцевых песчаников. В результате этого химические продукты выпадают из растворов, оседают в ближайшей окрестности нагнетательных скважин, а в основной части пласта нефть вьггесняется обедненными растворами [17, 19].
Важную роль при этом играют не только количество, но состав и характер распределения глинистых частиц. Например, лабора-
365
торные опыты, проведенные на песчаниках Бери месторожден Солт-Крик [300] показали, что глины, особенно монтмориллонит вые, диспергируются мицеллярными растворами, а затем отлагают ся в сужениях поровых каналов. Это обусловливает слабое восстя новление первоначальной проницаемости — всего на 35 %.
Отрицательную роль играет и наличие в породах карбонатного цемента. Содержание его более 10...15 % увеличивает адсорбцию ПАВ и МР. Отмечается также повышенная адсорбция полимеров в известняках по сравнению с кварцевыми песчаниками [203]. Это, однако, не означает, что применение всех названных методов будет неэффективным при вытеснении нефти из карбонатных пород.
Свойства пластовой нефти, прежде всего, вязкость ц„, играют важную роль в эффективном ее вытеснении из пластов физико-химическими методами. Этот фактор очень сильный и в большинстве случаев самый решающий по экономическим критериям. Все физико-химические методы, применяемые в совокупности с обычным заводнением, экономически оправданы только при вязкости нефти менее 25...30 мПа-с. Полимерное заводнение допускает более высокую вязкость (до 10...150 мПа-с) в высокопроницаемых пластах. Например, результаты исследований, проведенных в БашНИПИнефть [288] показали, что коэффициент извлечения нефти вязкостью 16... 19 мПа-с при обычном заводнении составляет 0,35...0,45, а при закачке растворов полимеров (полиак-риламида) на опытных участках некоторых месторождений Ура-ло-Поволжья за счет увеличения охвата пласта превышает 0,60. Однозначно решить вопрос о предельной величине ц„ для оценки эффективности большинства физико-химических методов нельзя, так как они были применены на залежах, где вязкость нефти не превышала 23 мПа-с [194].
Хотя в отдельных промышленных экспериментах положительные результаты были получены при вытеснении нефтей вязкостью более 200 мПа-с [203], необходимость соблюдения экономических, технологических критериев обусловливает введение оптимальных величин ц.„ в случае применения: мицеллярных растворов — 20 мПа-с; оторочек серной кислоты — 30; растворов ПАВ и двуокиси углерода — 50 и растворов полимеров и щелочей -— 100 мПа-с. Полимердисперсные системы успешно внедрялись на месторождениях с высоковязкими нефтями до 118 мПа-с. В литературных источниках данных о применении других геле- и осаД-
366
Образующих методов ПНП на месторождениях с высоковязкими *6фтями не имеется.
Эффективность применения физико-химических методов при Ь1теснении нефти определяется не только вязкостью последней, но ее способностью образовывать активные эмульсии при взаимодействии с различными агентами. Например, при заводнении с ото-оочками серной кислоты пластовая нефть должна содержать большое количество ароматических углеводородов (не менее 10...15 %). успешному применению щелочного заводнения благоприятствует высокое содержание в нефтях органических, прежде всего нафтеновых кислот.
Для применения метода увеличения нефтеотдачи пластов важное значение приобретают свойства пластовых вод и воды, используемой для приготовления рабочего агента. Все физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов резко снижают свою эффективность при высокой солености, и особенно при высоком содержании солей кальция и магния в пластовой воде, используемой для приготовления растворов, вследствие деструкции молекул, адсорбции химических реагентов, инверсии структуры и снижения вытесняющей способности растворов. Кроме того, для приготовления растворов любых химических продуктов из воды необходимо удалить кислород и биоорганизмы (бактерии), чтобы устранить условия для образования сероводорода в пласте, для разрушения растворов микроорганизмами и последующей коррозии оборудования. При тепловых методах эти свойства воды не имеют значения, если не считать, что для приготовления пара в парогенераторах также требуется чистая умягченная лишенная кислорода вода.
Пластовая температура t — один из основных факторов, ограничивающих возможность применения методов вытеснения нефти растворами полимеров, ПАВ и мицеллярными растворами, поскольку при температуре свыше 90 °С одни растворы (ПАВ, МР) Разрушаются, что приводит к резкому ухудшению отмывающих их свойств, у других — (полимеров, биополимеров и гелей) значительно уменьшается вязкость и соответственно ухудшается одно из важных их свойств — способность снижать подвижность Воды и, следовательно, охват пластов воздействием [291, 301]. Некоторыми авторами [301, 302] высказано предположение, что °Ри температуре 60...70 °С выше и эффективность применения Двуокиси углерода при вытеснении нефти снижается. Однако ре-
367
зультаты промышленных экспериментов свидетельствуют об фективности этого метода в довольно широком диапазоне нения пластовых температур: от 18 до 100 °С.
Глубина залегания пластов Н сама по себе не является ограни чивающим фактором при их выборе для использования физико химических методов повышения нефтеотдачи. Вместе с тем здесь может сказываться экономическая сторона, ибо для получения эф. фекта часто необходимы плотная сетка скважин, компрессоры большой мощности, повышенный расход реагентов и др.
Эффективная толщина пластов h не относится к ограничивающим параметрам. На практике приходится вводить предельное и оптимальное ее значения. Для нижнего предела можно рекомендовать величину порядка 2,0...2,5 м, ибо при меньших значениях не идет даже обычное заводнение. Причем здесь имеется в виду толщина пластов только нефтяной части. Для водонефтяных зон минимальная h, по-видимому, должна составлять не менее 4,0... 5,0 м [194]. При определении верхнего предела этого параметра необходимо учитывать экономическую сторону вопроса, поскольку в пластах большой толщины потребуется высокий расход дорогостоящих агентов. Не менее важно и то, что при закачке С02, растворов полимеров, ПАВ, МР и др. в пластах значительной толщины, как при обычном заводнении, трудно достичь равномерного вытеснения нефти по всему их разрезу [194]. Применение методов ПНП, основанных на изменении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых зон способствует выравниванию фронта вытеснения по всей толщине пласта, повышая при этом охват его воздействием.
С учетом сказанного можно рекомендовать оптимальную толщину пластов 6,0...10,0 м. При этом имеется в виду толщина отдельных самостоятельных пластов. Суммарная величина толщины пласта, при наличии в ее разрезе выдержанных и глинистых разделов, может превышать указанные пределы [288, 303].
Когда нефтяной пласт разрабатывается при активном естественном водонапорном режиме (обычно это небольшие по размеру залежи в высокопродуктивных пластах и с малой вязкостью нефти), то при этом достигаются высокий охват пластов заводнением и низкая остаточная нефтенасыщенность пласта (менее 25...30 %) за счет вытесняющих свойств контурной или подошвенной пластовых вод. В этих условиях применение методов повышения нефтеотдачи пластов осложняются тем, что либо достигаемая низкая остаточная
368
фтенасыщенность исключает возможность применения многих етодов, либо краевые зоны пластов, находящиеся под активным Одонапорным режимом, невозможно подвергнуть эффективному ^действию дорогостоящими рабочими агентами. Нагнетание их в аКонтурные скважины ведет к потере агентов, а во внутриконтур-ie скважины — к снижению эффективности [17].
Помимо критериев, общих для всех методов увеличения нефтеотдачи пластов, при выборе метода для конкретных геолого-Аизических условий того или иного месторождения необходимо руководствоваться следующими дополнительными частными критериями.
При вытеснении нефти углекислым газом:
вязкость нефти должна быть меньше 10... 15 мПа-с, так как при более высокой вязкости ухудшаются условия смесимости СО2 с нефтью. Все известные промышленные опыты с углекислым газом проводились на месторождениях с меньшей вязкостью нефти;
пластовое давление должно быть более 8,0...9,0 МПа для обеспечения лучшей смесимости углекислого газа с нефтью, которая повышается с увеличением давления. Толщина монолитного пласта 25 м более снижает эффективность из-за проявления гравитационного разделения газа и нефти и снижения охвата вытеснением.
При нагнетании водорастворимых ПАВ:
недопустима температура пласта более 70 °С по тем же причинам, что и для полимера. Пласты с высокой смачиваемостью водой (гидрофильные) неблагоприятны для применения водорастворимых ПАВ, так как их эффект направлен на повышение смачиваемости пористой среды.
При вытеснении нефти растворами щелочи:
ограничения в применении этого метода увеличения нефтеотдачи пластов минимальные. Эффективность его применения зависит, прежде всего, от состава пластовой нефти. Метод неприменим, если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе нефти) — менее 0,5 мг/г. Применение щелочных растворов не ограничивается температурой и типом коллектора. В отличие от всех других физико-химических Методов щелочные растворы вполне применимы при температурах Д° 150...200 °С, а также в карбонатных пластах.
Обводненность добываемой продукции — один из определяю-'Чих критериев применимости методов ПНП. Обводненность добы-Ваемой продукции — показатель дренированности пропластков с
369
высокими коллекторскими свойствами. В этих условиях энергц„ закачиваемой воды затрачивается на перекачивание жидкости чере, пласт, и ее становится недостаточно для дальнейшей разработки малопроницаемых участков пласта.
Эффективность гидродинамических методов ПИП: повыще, ние давления нагнетания, изменение направления потоков, циклическая закачка и отбор, форсирование отбора жидкостей из пласта с увеличением обводненности резко снижается, а при обводненности более 80 % становятся неэффективными, уплотнение сетки скважин позволяет повысить коэффициент извлечения нефти лишь д0 обводненности 90 %.
Применение физико-химических методов ПНП, основанных на увеличении коэффициента вытеснения (ПАВ, растворители, СО2 и др.) нерентабельно в условиях обводненности более 70...75 %. с ростом обводненности снижается эффективность и полимерного заводнения, при обводненности от 5...90 % удельная технологическая эффективность полимерного заводнения на Ромашкинском месторождении составляет 585 т нефти на 1 т полимера, а при более 90 % она снижается почти втрое и составляет 200 т/т.
Методы повышения нефтеотдачи, основанные на повышении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых обводненных зон, специально разработаны для применения в неоднородных высокообводненных пластах на поздних стадиях разработки месторождений. Блокируя высокопроницаемые зоны пласта водоизоли-рующими материалами, методы ПНП снижают степень неоднородности, вовлекая в активную разработку низкопроницаемые пропла-стки. Они успешно реализуются при высокой обводненности, но в то же время и для них характерно снижение эффективности с ростом обводненности [187]. Так, например, при обводненности от 0 до 50 % эффективность ВДС составляет 2900 т на 1 скважино-обработку, при обводненности 50...90 % — 2300, а при обводненности более 90 % лишь 900 т на 1 скважино-обработку (данные приведены для РомаШ-кинского месторождения по девону) [304].
Влияние обводненности можно проследить на примере широко применяемой в Татарстане метода ПНП на основе алкилированнои серной кислоты, если при первичном заводнении она составляет 15...25 т нефти на 1 т алкилированнои серной кислоты, в водонеф' тяной зоне — 22 т/т, а в частично заводненных коллекторах она уменьшается до 6... 10 т/т. , , , J( /,
370
Почти втрое снижается эффективность на основе силикатно-левых систем со 1600 т нефти на 1 обработку при обводненности rQ ..90 % и до 490 т при повышении обводненности более 90 %.
Отличительной особенностью методов ПНП с применением гтДС и их модификаций является повышение эффективности с ростом обводненности. При обводненности от 50 до 90 % дополни-тельная добыча с применением ПДС составляет 3400 т нефти на 1 обработку, при возрастании обводненности до 90 % она повышается до 3500 т нефти на 1 обработку. Для модифицированных ПДС (ПДС с алюмохлоридом) этот эффект выражен еще ярче. Так, при обводненности от 50 до 90 % удельная технологическая эффективность системы ПДС с алюмохлоридом составляет 3500 т нефти на 1 обработку, а при увеличении обводненности более 90 % она достигает 6300 т нефти на 1 обработку, что является подтверждением перспективности применения ПДС и их модификаций для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти на поздних стадиях разработки месторождений [304].
В табл. 3.52 на основе анализа промысловых испытаний и данных [194, 206, 207] приведены оптимальные параметры для применения некоторых физико-химических методов ПНП.
В нефтепромысловой практике применяется обширный арсенал технологий повышения нефтеотдачи. Выбор методов ПНП для каждого конкретного объекта должен определяться в зависимости от гео-' лого-физических условий пластов, коллекторских свойств, вырабо-танности пластов и физико-химических свойств пластовых флюидов.
Однако рост объема применения методов ПНП сегодня не в полной мере сопровождается соответствующим ростом объема исследования скважин. Отсутствует комплекс прямых геофизических исследований по оценке остаточных запасов нефти и результатов применения методов ПНП. Оценка результатов применения методов ПНП только по дополнительной добыче нефти, определяемой статистическими методами, не подкрепленной соответствующими исследованиями скважин, является недостаточно кор-Ректной. Поэтому одной из задач повышения эффективности ме-т°Дов ПНП является разработка комплекса исследования скважин, соответствующей исследовательской аппаратуры и техники. Осо-необходима методика исследования скважин по определе-нефтенасыщенности пласта в заводненных закачиваемой во-д°й зонах. .
24*-4654 '' 371
Таблица 3.52
Критерии применимости методов ПНП в зависимости от особенностей продуктивных пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов
№ п/п Методы повышения нефтеотдачи Параметры пластов и пластовых нефтей
Я,м /,°С h, м т, % К, мкм2 в,% ц, мПа-с
1 Полимерное заводнение — <90 6,0. .10,0 >16,0 >о,ю >70,0 10...100
2 Полимердисперсные системы — >90 6,0... 10,0 >16,0 >0,10 >98,0 до 118
3 Двуокись углерода > 700,0 <100 6,0.. .10,0 >16,0 >0,05 >70,0 <50
4 ПАВ — <90 6,0. .10,0 >16,0 >0,05 >70,0 <50
5 Мицеллярные растворы < 2200,0 <90 6,0... 10,0 >16,0 >0,05 >30,0 <10
6 Серная кислота — — 6,0. .10,0 >16,0 >0,20 >70,0 <30
7 Растворы щелочей — — 6,0.. .10,0 >16,0 >0,10 >50,0 <100
8 Алюмохлорид + ЩР — >90 6,0 10,0 > 16,0 >0,10 >98,0 i до 100 /
р настоящее время выполнение работ на скважине каждый ис-пнитель организует, основываясь преимущественно на свои зна-„ и опыт. То есть сколько исполнителей, столько технологий
цИ»
ществления одного и того же метода, что отражается как на ка-тве выполнения, так и на затратах.
Для решения первоочередных задач в области повышения эффективности применения методов ПНП необходимо [65]:
1. На каждом месторождении выделить с использованием математических моделей гидродинамически обособленные участки (блоки, объекты), осуществить их классификацию по геолого-промысловым признакам.
2. Провести классификацию методов увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации работы скважин.
3. Выполнить по выделенным участкам, согласно осуществленной классификации, анализ эффективности применения различных технологий ПНП и их ранжирование.
4. Разработать комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин.
5. Выделить опытные участки, провести внедрение различных технологий ПНП с испытанием разработанного комплекса исследований.
6. Осуществить количественную оценку прироста коэффициента вытеснения нефти с использованием различных методов, на основании чего уточнить методику оценки технологической эффективности применения методов ПНП.
7. Разработать и внедрить комплекс автоматизированной и компьютерной техники для приготовления и закачки растворов химических реагентов.
8. Разработать для всех технологий ПНП типовые проекты на их осуществление.
9. Составить типовые сметы затрат для проведения технологий ПНП.
10. Разработать и внедрить постоянно действующие математические модели для выбора и анализа результатов применения мето-Дов ПНП.
11. Применение методов ПНП осуществлять только после технико-экономического обоснования эффективности по объекту раз-Работки.
< - - 373
12. Осуществить полный переход на объемный комплекс» метод внедрения технологий ПНП, включающий: и
12.1. Выбор участка воздействия с учетом геологических ос бенностей каждого месторождения, динамики и структуры запас нефти, динамики и текущего состояния разработки, состояния ф0н да скважин;
12.2. Создание математической модели участка воздействия-
12.3. На базе использования технологии искусственного интеллекта разработка комплексного метода воздействия на текущие запасы участка, включающий изменение системы разработки (при необходимости), гидродинамические, физико-химические методы ПНП, регулирование отбора и закачки воды, изменение продуктивности скважин;
12.4. Разработку на основе гидродинамических расчетов регламента проведения комплекса работ с оценкой предстоящих затрат и технологической эффективности в целом и по элементам воздействия, а также регламент оптимизации технологии;
12.5. Технико-экономическое обоснование внедрения метода на выбранном участке;
12.6. Осуществление мониторинга процесса разработки участка воздействием на базе постоянно действующей математической модели;
12.7. Последовательный анализ технологической и экономической эффективности метода, выработка рекомендаций по дальнейшему увеличению коэффициента нефтеотдачи участка (месторождения), интенсификации отборов, себестоимости добычи нефти.
