Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Особенности разработки слоисто-неоднородных глиносодержащих нефтяных пластов 8
1.1. Особенности ионообмена в нефтяных глиносодержащих коллекторах 9
1.2. Особенности равновесного состояния системы глина-раствор 16
1.3. Особенности применения глиностабилизирующих реагентов в низкопроницаемых глиносодержащих нефтяных коллекторах 23
1.4. Особенности вытеснения нефти водой из глиносодержащих коллекторов 24
1.5. Особенности влияния рН закачиваемого агента на фильтрационные свойства глиносодержащих низкопроницаемых коллекторов 28
ГЛАВА 2. Влияние ионного состава фильтрующейся воды на проницаемость глиносодержащих нефтяных пластов 31
2.1. Роль ионного состава закачиваемой воды на проницаемость глиносодержащего коллектора 33
2.2. Роль коэффициента активной глинистости при физическом моделировании линосодержащего коллектора 55
2.3. Оценка влияния ионного состава закачиваемой воды на проницаемость продуктивных пластов для Абдрахмановской и других площадей Ромашкинского месторождения 67
2.4. Рекомендации по учету особенностей глин на Северном участке Ижевского и на Уренгойском месторождениях 75
2.4.1. Рекомендации по учету влияния глин на Северном участке Ижевского месторождения 75
2.4.2. Рекомендации по учету влияния глин на Уренгойском месторождении 79
ГЛАВА 3. Экспериментальные исследования влияния фильтрации растворов полиэлектролитов на проницаемость глиносодержащих нефтяных пластов 86
3.1. Экспериментальные исследования влияния фильтрации растворов полиэлектролитов на стабилизацию глин 89
3.1.1. Сравнение глиностабилизирующих свойств растворов полиэлектролитов 92
3.1.2. Экспериментальное исследование эффективности стабилизации глин различными реагентами , 97
3.1.3. Экспериментальное исследование эффективности стабилизации глин при высоких значениях минерализации пластовой и закачиваемой воды 102
3.1.4. Исследование влияния концентрации реагентов на стабилизациюглин 108
3.2. Влияние рН закачиваемого агента на эффективность стабилизации глин 110
3.2.1. Экспериментальные исследования процесса вытеснения нефти водами с разным рН после их обработки растворами стабилизационных реагентов в моделях, содержащих бентонит 113
3.2.2. Экспериментальные исследования процесса вытеснения нефти водами с разным рН после их обработки растворами стабилизацион ных реагентов в моделях, содержащих каолинит 120
3.2.3. Сравнение нефтевытеснения для моделей с разными глинами и с обработкой глиностабилизатором и без обработки 125
3.3. Результаты опытно-промысловых работ по применению технологии стабилизации глин на Азнакаевской площади Ромашкинского месторождения... 130
ГЛАВА 4. Обоснование применения полиэлектролитов с низкой молекулярной массой в низкопроницаемых глинистых коллекторах для повышения нефтеот дачи 138
4.1. Обоснование оптимальных параметров технологии применения глиноста билизаторов 138
4.2. Возможности предложенных способов разработки низкопроницаемых глиносодержащих пластов 141
4.3. Рекомендации по применению полиэлектролитов для повышения нефтеотдачи пластов 146
ГЛАВА 5. Применение низкоконцентрированных растворов полимерных растворов в НПК 149
5.1. Особенности применения низкоконцентрированных полимерных растворов в нефтяных пластах 149
5.2. Результаты экспериментальных исследований по закачке низкоконцентрированных полимерных растворов в низкопроницаемые коллектора 150
5.3. Рекомендации по применению низкоконцентрированных полимерных растворов для повышения нефтеотдачи 151
Заключение 157
Литература
- Особенности равновесного состояния системы глина-раствор
- Роль коэффициента активной глинистости при физическом моделировании линосодержащего коллектора
- Сравнение глиностабилизирующих свойств растворов полиэлектролитов
- Результаты экспериментальных исследований по закачке низкоконцентрированных полимерных растворов в низкопроницаемые коллектора
Введение к работе
Актуальность работы.
Повышение добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов осложнено наличием глинистых минералов в теле пласта.
При заводнении нефтяных пластов низкоминерализованной закачиваемой водой вследствии ионообмена происходит набухание глинистых минералов, а при концентрация солей в минерализованной воде меньше некоторой критической (пороговой) - глинодиспергация (отделение набухших глинистых пластинок). При нарушении равновесия системы вода-глины снижается прочность коллектора, уменьшаются сечения поровых каналов, что приводит к снижению проницаемости коллектора, скорости фильтрации, нефтеотдачи. Ранее для предотвращения снижения проницаемости предлагалось закачивать воду с минерализацией аналогичной пластовой. Но, даже при закачке воды с общей минерализацией близкой к пластовой, но с разным ионным составом, также может происходить нарушение ионного равновесия с глинистыми минералами. Нарушение равновесия может происходить и в результате взаимодействия закачиваемой воды с породой и пластовой водой, что может вызвать образование нерастворимых солей в поровом пространстве.
Поэтому воздействие на нефтяные залежи с целью интенсификации добычи нефти, повышения темпов отбора и коэффициента нефтеизвлечения не может быть осуществлено без учета физико-химических особенностей коллекторов. Одним из перспективных методов повышения нефтеотдачи низкопроницаемых и глиносодержащих (доля глинистых минералов менее 15%) пластов, получивших развитие в последние десятилетия, является метод регулирования свойств глинистых минералов, называемый глиностабилизацией.
Глиностабилизация - это предотвращение или снижение ионообменной активности глинистых минералов в коллекторах под воздействием специальных реагентов, вследствие их физико-химического взаимодействия с поверхностью глинистого коллектора. Такие реагенты, называются глиностабилизаторами.
Анализ влияния стабилизационных воздействий на фильтрационные характеристики нефтяных пластов изучен недостаточно, особенно в условиях вариации различных закачиваемых химических реагентов, свойств пластовой воды и различных типов глин.
Для повышения нефтеотдачи актуальной задачей является поиск реагентов, эффективных в таких коллекторах.
Цель диссертационной работы.
Цель диссертационной работы - изучение особенностей разработки низкопроницаемых глиносодержащих коллекторов (ГНПК) и обоснование рекомендаций по совершенствованию технологии стабилизации глин, подборе реагентов-глиностабилизаторов, а также обоснование применения низкоконцентрированных полимерных растворов в нефтяных ГНПК.
Основные задачи исследований.
Исследование влияния состава глинистого цемента, ионного состава и рН фильтрующейся воды на изменение проницаемости ГНПК.
Исследование влияния растворов полиэлектролитов на фильтрационные свойства ГНПК.
Обоснование рекомендаций для применения полиэлектролитов в НПК для повышения нефтеотдачи пластов.
Обоснование рекомендаций для повышения нефтеотдачи низкоконцентрированными полимерными растворами в ГНПК.
Методы решения поставленных задач.
Методами исследования являются:
Анализ научной физико-химической и геолого-промысловой информации по разработке слоисто-неоднородных нефтяных ГНПК.
Экспериментальные исследования особенностей многофазной фильтрации на моделях ГНПК.
Анализ результатов опытно-промысловых работ по применению технологии стабилизации глин.
Научная новизна.
Получена зависимость влияния ионного состава фильтрующейся воды и коэффициента активной глинистости на проницаемость коллектора.
Обосновано применение технологии глиностабилизации с регулируемым рН в низкопроницаемых глиносодержащих пластах.
Обосновано применение низкоконцентрированных растворов высокомолекулярных полимеров для глиностабилизации и повышения нефтеотдачи в низкопроницаемых глиносодержащих коллекторах.
Основные защищаемые положения.
Экспериментальные зависимости изменения коллекторских свойств низкопроницаемых глиносодержащих пластов при различных минеральных составах, коэффициенте активной глинистости и рН фильтрующейся воды.
Экспериментальное обоснование применения комплексной технологии глино-стабилизации на основе регулирования рН в низкопроницаемых глиносодержащих пластах.
Экспериментальное обоснование технологии применения низкоконцентрированных полимерных растворов в низкопроницаемых глиносодержащих пластах для глиностабилизации и повышения нефтеотдачи.
Практическая значимость.
Результаты выполненных работ позволяют:
определить возможное изменение проницаемости глиносодержащего коллектора при изменении ионного состава закачиваемой воды и воды, используемой для технологических операций в скважинах;
снизить или предотвратить набухание глин в глиносодержащих коллекторах, применяя рекомендованные реагенты в качестве глиностабилизаторов ;
применить низкоконцентрированные растворы полимеров в качестве глиностабилизаторов и агентов повышения охвата в низкопроницаемых коллекторах;
Результаты исследований выполнялись по тематике Миннауки РФ и были использованы при работах на Ромашкинском месторождении, на Северном участке Ижевского месторождения, на Уренгойском месторождении.
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы докладывались на:
- научно-практической конференции VIII Международной выставки «Нефть,
газ, нефтехимия-2001», Казань, 2001г.
Международном технологическом симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», Москва, 2002г.
12-ом Европейского симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 2003г.
семинаре в ИПНГ РАН, 2006г.
Публикации.
По результатам проведенных работ опубликовано 16 печатных работ, (включая 3 патента), в том числе 6 работ в изданиях, рекомендованных ВАК для защиты кандидатской диссертации.
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, приложения. Общий объем работы составляет 174 страницы печатного текста, в том числе 43 таблицы, 26 рисунков. Список литературы включает 184 источника.
Автор благодарит своего научного руководителя д.т.н. Хавкина А.Я. за идеи, которые легли в основу данной работы. Автор признательна коллегам Г.И. Чернышеву, П.И. Забродину, А.В. Сорокину, В.В. Балакину, совместно с которыми выполнен и опубликован ряд исследований, приведенных в разделах 3.1 и 3.2.
Особенности равновесного состояния системы глина-раствор
При заводнении пластов водой, с минерализацией меньше, чем пластовая, происходит ионообмен с глинистыми минералами [27, 28, 52, 59, 76, 97, 106]. При этом возможно уменьшение проницаемости коллектора в десятки раз [39, 59] и увеличение объема глинистых минералов в несколько раз [76, 167]. Вследствие увеличения объема глин этот процесс называют набуханием глин. Набухание глин снижает их прочность, уменьшает сечение поровых каналов и приводит к снижению скорости фильтрации и проницаемости. Набухание глин увеличивается с уменьшением минерализации фильтрующейся в коллекторе воды и определяется типом глинистых минералов [37, 59, 97, 77, 154]. Наиболее набухающими являются монтмориллонитовые глины, в меньшей степени гидрослюды (иллит), практически не набухающими являются каолинитовые глины.
Возникают осложнения при бурении, глины взаимодействуют с промывочными жидкостями, влияют на устойчивость ствола скважины [162], проникают в призабойную зону и уменьшают приемистость. Необходима совместимость закачиваемой воды и пород пласта для предотвращения рассеяния глинистых частиц в призабойной зоне [180].Состав закачиваемой воды сильно влияет на проницаемость в заглинизированных коллекторах [168,170,173,174,181]. При снижении концентраций ионов и уменьшении общей минерализации, происходящей вследствие массообмена между ионами закачиваемой и пластовой воды, набухание глиносодержащих пород приводит к уменьшению проницаемости коллекторов (для низкопроницаемых коллекторов возможна даже полная кольматация) [106]. Количество адсорбированной воды увеличивается с увеличением глинистости и с уменьшением минерализации фильтрующейся воды, удерживание воды глинами является не полностью обратимым и характеризуется гистерезисом [167]. Разработаны методы, позволяющие определить набухание глинистого минерала из анализа адсорбции воды порошкообразным сланцем, содержащим в себе глинистый набухающий материал [184], адсорбируют воду и растворы электролитов и каолинитовые глины [156]. Оценивали влияние набухания глинистых пород также в работах [34, 35,105,117,121].
В работах [9, 23, 36, 55, 59, 74, 82, 106, 127, 129, 143, 147, 158, 161, 164, 165] показано, что набухание глинистых минералов приводит к изменению структуры пористой среды, а, следовательно, к изменению ее основных фильтрационных характеристик.
В работе [157] исследовали влияние на ухудшение проницаемости кернов в зависимости от концентрации рассолов закачиваемых жидкостях.
Кроме того, закачка в пласт растворов с концентрацией солей меньше некоторой критической, называемой пороговой, может привести к отделению набухших глинистых пластинок, т.е. к глинодиспергации, и, особенно, в низкопроницаемых коллекторах, к резкому снижению скорости фильтрации [167]. Скорость фильтрации через чистый кварцевый песок в два с лишним раза больше, чем через песок из обломков серицитового сланца [1]. Влияние глинистых минералов на процесс нефтевытеснения зависит от характерного размера зерен образца пористой среды [147]. При размерах частиц более 0,1 размера порового канала происходит его кольматация. При диспергировании глин поверхность глинистых минералов и оторвавшиеся от нее частички глины приобретают некоторый заряд [45].
В работе [171] предполагают существование «критического значения ионной прочности» соляных растворов, и высвобождение частиц из этих растворов ведет к закупорке пор.
Интенсивность ионообмена зависит от многих факторов: валентности ионов в растворе, их радиуса, концентрации в растворе и.т.д. Расстановка ионов по энергии вытеснения из обменного состояния, т.е. лиотропный ряд, имеет следующий вид [42]: для катионов: P043" Si032" Si042- C032_ S042- C Особенности ионообмена при набухании и диспергировании глинистых минералов связаны с тем, что глинистый цемент коллекторов разрабатываемых нефтяных месторождений состоит из разного типа глин.
Глинистые минералы в зависимости от химического состава и строения набухают в различной степени. Для оценки свойств глинистых минералов было введено понятие «активная глинистость» эквивалентная данному составу глинистого минерала по физико-химической активности объемная глинистость Са— монтмориллонита [129].
Размер частиц глинистых минералов 1-10 мк. Вследствие высокой дисперсности и большой удельной поверхности (20-800 м2/г) глинистые минералы химически активны. В таблице 1.1 приведены значения удельной поверхности (по данным [93]).
Набухание глинистых минералов связано с их слоистым строением [11, 12, 22, 32, 33, 40, 42, 43, 46, 48, 49, 63, 66, 67, 93, 106, 109, 147]. Каждый слой представляет собой неорганический полианион, состоящий из двух плоских сеток поликремниевых кислот, построенных из кремнекислородных тетраэдров, между которыми расположена сетка, построенная из алюмокислородных октаэдров. Между слоями алюмосиликатных полианионов располагаются слои слабо связанных гидратированных катионов, которые легко поддаются замене на ионы закачиваемого в пласт водного раствора. Тетраэдры сеток связаны между собой через вершины своих оснований.
В центре тетраэдров находятся атомы Si4+, частично замещенные на атомы Al3+ или Fe3+. В центре октаэдров могут располагаться изоморфно замещенные атомы Al3+, Fe3+, Са2+, Mg2+, Zn2+, Li+ и др. Тетраэдрические и октаэдрические сетки, соединяясь между собой, образуют структурные слои, разные у различных глинистых минералов, структурные слои образуют пакеты. Гидрофильность поверхности глин (сорбция паров воды) в значительной степени связана с гидратацией обменных катионов, гидрофильность глин в целом (способность к набуханию) обусловливается главным образом количеством активных обменных ионов в порах глины при их набухании [42, 65].
Все глинистые минералы можно условно разделить на две группы [109]:
1 - с расширяющейся кристаллической решеткой, имеющей "внешние" и "внутренние" энергетически неравноценные поверхности. К ним относятся минералы группы монтмориллонитов. Слабые межслоевые связи легко нарушаются полярными молекулами воды и вызывают внутрикристаллическое набухание решетки. Минералы этой группы имеют наибольшую дисперсность и удельную поверхность.
2 - минералы с жесткой кристаллической решеткой только с "внешней" по-верхностью.К 1 группе относится монтмориллонит - один из наиболее набухающих глинистых минералов [стехиометрическая формула (ОН вАЦОго пНгО], представляющий собой кристаллический неорганический полимер, имеющий слоистое строение.
Роль коэффициента активной глинистости при физическом моделировании линосодержащего коллектора
Глины относят к системам, ограниченно набухающим. Ограниченное набухание таких систем происходит из-за наличия сил, противодействующих полному растворению их в растворителе, в результате чего в такой набухшей системе устанавливается равновесие [43].
Теории, описывающие равновесное состояние системы глина - раствор рассматриваются исследователями: с точки зрения двойного электрического слоя, осмотической теории, неосмотической теории [43,44, 60, 68, 69, 71,116].
Модельные представления о двойном электрическом слое ионов в дисперсных системах, находящемся в равновесии с внешним раствором электролита, основываются на наличии электрического заряда на поверхности твердых частиц, компенсируемого противоионами. Равновесие в системе устанавливается в результате уравновешивания сил электростатического притяжения зарядами поверхности противоионов и отталкивания одноименных по знаку ионов наряду с воздействием теплового движения частиц, способствующего диффузному распределению противоионов. Теория двойного электрического слоя связывает величины плотности зарядов в слое, толщину последнего, концентрацию внешнего электролита, заряд ионов, электрокинетический потенциал, поверхностную проводимость и т. д. [42].
Удельная ионная активность натриевых, а также и кальциевых (в меньшей мере) образцов близка у монтмориллонитовой и каолинитовой глин, причем удельная активность Na—форм глин в 3-9 раз превосходит удельную активность Са—образцов. Сходные величины удельной активности у различных минеральных типов глин для одних и тех же обменных катионов указывают на близкие значения плотности поверхностного заряда этих глин и качественно сходные активные центры.
Близость параметров, полученных разными методами, указывает на правомочность применения обоих подходов — мембранного равновесия и теории двойного электрического слоя — к исследованию системы глина — раствор. Это подтверждается работами [43, 68].
Осмотическая теория, объясняющая равновесие в ограниченно набухающей системе, исходит из наличия в набухающем геле избыточного по сравнению с внешней средой давления, противодействующего (как и в осмотической ячейке) дальнейшему поступлению растворителя в гель [60]. При чиной возникновения давления набухания считают силы упругой деформации, возникающие при растяжении «молекулярных пружин» матрицы ионита в результате поступления в ионит растворителя. Реальное существование такого давления набухания в геле экспериментально не доказано, и с точки зрения неосмотической теории понятие давление набухания в свободно набухшей системе столь же условное понятие, как и «осмотическое давление» в растворе [60].
С точки зрения неосмотической теории равновесие в системе рассматривается как химическое равновесие, устанавливающееся между компонентами системы, способными участвовать в переходе из фазы в фазу (ионы раствора), при наличии компонента, не способного к свободному перемещению в объем раствора (ионы поверхностного слоя) при равенстве давлений в равновесных фазах. Такие равновесия обычно называют мембранными, или неполными. Теория мембранного равновесия Доннана (предусматривает строгое подчинение распределения ионов между фазами стехиометрическому закону). Перераспределение ионов электролита между поверхностным слоем твердой фазы и раствором при установлении равновесия называют распределением Доннана; процесс поступления электролита в поверхностный слой — необменным, или доннановским, поглощением («сорбцией») электролита, увеличивающимся с ростом концентрации раствора. Если в единице объема поверхностного слоя вещества имеет место недостаток ионов электролита по сравнению с внешним равновесным раствором, то такое явление принято называть «отрицательной сорбцией» электролита. «Отрицательная сорбция» электролита дисперсным телом наблюдается в случае наличия определенной концентрации «диссоциированных» (активных) поверхностных ионов, принадлежащих адсорбенту. В результате по закону действующих масс в системе должно установиться равновесие, условием которого является равенство произведений концентраций активных ионов, находящихся в поверхностном слое и во внешнем равновесном растворе [18] (равновесие по Доннану). (ак+аА) аА=а где ак — эффективная концентрация активных поверхностных ионов; ад — активная концентрация раствора необменно «сорбированного» глиной электролита; a2v — активная концентрация равновесного раствора.
В условиях равновесия, установившегося между глинистыми минералами проницаемых пластов и водной фазой, сохраняются сообщающиеся между собой поровые каналы, наблюдаемые с помощью растрового электронного микроскопа [106].
Ряд исследователей считает, что основными процессами при набухании глин являются поверхностное и межслоевое адсорбционное смачивание, а также осмотическое впитывание воды. Набухание глин зависит от минерального состава глин, дисперсности, от вида обменных катионов, от концентрации раствора [43, 86,99,150,151,176].
При набухании глин, если в исходном состоянии система не влагонасыщен-ная, то объем системы может возрастать, может не увеличиваться, (поглощаемая жидкость распределяется в поровом пространстве), а также может уменьшаться, т. е. происходить усадка, в случае рыхлого грунта, за счет капиллярного самоуплотнения [43].
Существует несколько теорий, объясняющих механизм набухания глин [43, 28, 52, 86, 89, 116, 176]. Многие исследователи считают, что основными процессами при набухании глин являются поверхностное и межслоевое адсорбционное смачивание, а также осмотическое впитывание воды [43, 86, 176]. В работе [89] полагают, что решающим фактором в образовании пленки связанной воды является явление «поверхностного псевдоморфизма», сущность которого состоит в приспособлении структуры воды к структуре минерала трансформацией водородных связей. Толщина пленки связанной воды (удельная гидрофильность) для глинистых минералов изменяется в следующей последовательности: пирофиллит каолинит биотит мусковит гидрослюда монтмориллонит, и влияние обменных катионов на гидрофильность проявляется через их способность модифицировать кристаллохимическое строение поверхности минералов и изменять баланс сил притяжения - отталкивания между структурными слоями.
Концентрация активных поверхностных обменных ионов в порах глины зависит от их общего количества (емкости обмена) и от степени взаимодействия этих ионов с поверхностью частиц глины (степени активности).
По мнению некоторых исследователей набухание глин связано с этой концентрацией активных поверхностных ионов, и обусловливается осмотическим впитыванием воды глиной из растворов низкой концентрации вплоть до определенной характерной для данного типа глин минимальной концентрации (осмотическое равновесие) [43].
Сравнение глиностабилизирующих свойств растворов полиэлектролитов
Повышенное содержание глин в девонских песчаниках приводит к уменьшению коэффициента вытеснения нефти водой, увеличению водного периода добычи нефти, увеличению остаточной нефтенасыщенности [15].
При коэффициенте глинистости менее 15% коэффициент вытеснения нефти водой достигает 0,8, при увеличении коэффициента глинистости выше 15% не превышает 0,6 [148]. В работе [155] установлено, что для юрских отложений Томского региона зависимость коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости связана с качественным и количественным составом глин. Значительное влияние на процесс вытеснения имеет также тип и состав закачиваемой в пласт воды [36, 148].
В работах [159, 113] экспериментально обосновывалась возможность увеличения коэффициента вытеснения нефти из глиносодержащих коллекто ров за счет набухания их глинистой составляющей, вызываемого закачкой пресной воды.
В [113] описаны выполненные на естественных кернах эксперименты, в процессе которых через образец циклически прокачивали пресную и соленую воду. При закачке пресной воды значительно снижалась проницаемость образца, образовывался коллоидный раствор. Закачка соленой воды восстанавливала проницаемость образца породы. Дополнительное извлечение нефти в предварительно обводненном соленой водой образце составило 7%. Увеличение коэффициента вытеснения авторы связывают с образованием глинистого коллоидного раствора повышенной вязкости.
В работе [159] экспериментально установлено, что закачка пресной воды повышает коэффициент вытеснения из образцов песчаника Вегеа, содержащих 3% монтмориллонитовой глины, по сравнению с нагнетанием минерализованной воды (100-150 г/л NaCI) на 7-14%. Нагнетание воды в образцы породы осуществлялось с постоянной скоростью, при этом градиент давления при закачке в образец пресной воды возрастает более чем на порядок по сравнению с градиентом давления, возникающим при нагнетании минерализованной воды. Вытеснение нефти из образцов породы водой разной минерализации проводилось при постоянном градиенте давления, величина которого была сопоставима со значением градиента давления в предыдущей серии опытов при вытеснении нефти минерализованной водой. При таких условиях проведения опытов значение коэффициента вытеснения не зависит от минерализации нагнетаемой воды. Результаты опытов позволили авторам связать увеличение коэффициента вытеснения нефти водой в условиях набухания глиносодержащего материала коллектора с ростом градиента давления.
Исследование вытеснения нефти водой при набухании глинистых минералов коллектора проводилось в работах [74, 85, 116]. Загущение закачиваемой пресной воды диспергированными частицами не приводит к увеличению коэффициента вытеснения [85].
Увеличение коэффициента вытеснения при набухании глинистых минералов коллектора наблюдали в экспериментальных исследованиях [74, 85, 113].
Исследование влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу исследовалось в работе [51] для Азнакаевской площади Ромашкинского месторож дения. В зависимости от глиносодержания (2,4% - 5.6%) коэффициент вытеснения нефти изменяется в пределах 0,623-0,168. Увеличение коэффициента вытеснения нефти водой при набухании глины объясняют сокращением эффективной пористости [74, 113].
В работе [103] приведена зависимость относительного изменения КИН и времени выработки извлекаемых запасов нефти модели от интенсивности снижения проницаемости глиносодержащего высокопроницаемого прослоя полученная численным методом решения (рисунок 1.1). Уменьшение проницаемости высокопроницаемого глиносодержащего прослоя приводит к снижению неравномерности вытеснения и увеличению охвата заводнением, что в свою очередь увеличивает КИН. При этом из-за снижения проницаемости увеличивается время достижения предельной обводненности, т. е. снижаются темпы отбора извлекаемых запасов нефти (рисунок 1.1). Дальнейшее возрастание интенсивности снижения проницаемости приводит к изменению характера вытеснения нефти водой — фронтальное вытеснение сменяется "кинжальным", что уменьшает КИН. В зависимости от степени снижения проницаемости неоднородных коллекторов за счет набухания глинистых минералов заводнение пресной водой (или водой с минерализацией, отличающейся от минерализации пластовой воды) может привести как к увеличению, так и снижению нефтеотдачи. Но даже увеличение нефтеотдачи при снижении неоднородности проницаемостных свойств пласта сопровождается значительным снижением темпов отбора извлекаемых запасов нефти. Поэтому применение пресной воды при заводнении глиносодержащих коллекторов недопустимо [103].
Экспериментальные исследования изменения проницаемости пористых пород, содержащих глинистые минералы, при внедрении в пласт воды другой минерализации, главным образом более пресной исследовали в [55, 159, 165].
Как показали исследования [55], наибольшей набухаемостью как в воде, так и в растворе неионогенных ПАВ характеризуются образцы бентонитовой глины. Даже небольшое содержание песчаника значительно снижает на-бухаемость аргиллита в 5 раз. Щелочной раствор снижает набухаемость бентонитовой глины в 2 раза. Набухание глиносодержащих коллекторов существенно зависит также от пластового давления.
Результаты экспериментальных исследований по закачке низкоконцентрированных полимерных растворов в низкопроницаемые коллектора
На рисунке 2.1.6 приведены экспериментальные зависимости изменения проницаемости от минерализации и типа глин. Наименьшее влияние на изменение проницаемости получено для модели, содержащей 10% бентонитовой глины, через которую прокачивали минерализованную воду сложного ионного состава -кривая 1. В моделях, содержащих 15% каолинита, набухание глин несколько больше, хотя через эти модели прокачивали воду, содержащую только хлорид натрия - кривая 2. Кривая 3 характеризует влияние изменения минерализации для моделей, содержащих монтмориллонит, через которые прокачивали воду, содержащую только хлорид натрия.
Набухание в моделях, содержащих 15% каолинита меньше, чем в моделях, содержащих 9% монтмориллонита и больше, чем в моделях, содержащих 10% бентонита. Прокачка минерализованной воды сложного ионного состава приводит к уменьшению влияния изменения минерализации на набухание по сравнению с минерализованной водой, содержащей только хлорид натрия.
Тот факт, что падение проницаемости при наличии 15% каолинита в вещественном составе породы-коллектора существенно больше, чем в моделях, содержащих 10% бентонита, имеет очень важное значение для добычи нефти - ранее было принято, что наличие ненабухающих глинистых минералов, типа каолинита, мало влияет на проницаемость. Полученные результаты означают, что диспергирование глин в пористых средах способно привести к весьма значимым фильтрационным эффектам, что ранее приписывалось в основном бентониту.
Значения обменной емкости для каолинита колеблется в диапазоне 2-11 мг-экв/ЮОг, для монтмориллонита - 24-100 мг-экв/100г, для бентонита - 46-200 мг-экв/ЮОг [10, 70, 86, 93], хотя бентонитовые глины состоят на 60-80% из монтмориллонита [4, 119]. Следовательно, обменная емкость глин смешанного состава может быть намного выше составляющих глинистых минералов, что сказывается на процессах фильтрации - из рисунка 2.1.6 следует, что состав глинистых минералов играет существенную роль в изменении коллекторских свойств. Кроме того, пороговая минерализация для каолинита составляет 80 г/л [167].
Экспериментальные исследования позволили количественно проверить теоретическое предположение о влиянии концентрации ионов, минерализации, глиносодержания и типа глин на поведение глиносодержащих коллекторов, оцениваемое по изменению проницаемости. К/Ко
Исследовано изменение проницаемости моделей с разным глиносодержа-нием при изменении ионного состава (последовательное снижение общей минерализации при постоянном отношении гидрохимических коэффициентов).
Получены экспериментальные зависимости влияния ионного состава для моделей, содержащих разное количество бентонита. С уменьшением общей минерализации и увеличением глиносодержания проницаемость моделей коллектора уменьшается.
Изучено влияние на проницаемость концентраций ионов Са2+ и Мд2+ при разном содержании хлорида натрия. Присутствие ионов Са2+ и Мд2+ в закачиваемой воде изменяет ионообмен с глинистыми минералами и оказывает влияние на изменение проницаемости. Для исследованных диапазонов концентраций ионов Са2+ и Мд2+ получены экспериментальные зависимости изменения проницаемости от изменения содержания ионов.
Исследовано влияние типа глин на проницаемость коллектора. Показано, что снижение проницаемости при наличии 15% каолинита в вещественном составе породы-коллектора может быть больше, чем в моделях, содержащих 10% бентонита. Это имеет очень важное значение для добычи нефти - ранее было принято, что наличие ненабухающих глинистых минералов типа каолинита мало влияет на проницаемость.
Полученные результаты означают, что диспергирование глин в процессе вытеснения нефти в пористых средах способно привести к весьма значимым фильтрационным эффектам.
Результаты лабораторных исследований, позволяют более обосновано подходить к созданию технологий разработки низкопроницаемых коллекторов.
Установлена связь между свойствами породы-коллектора с ионным составом вод разной минерализации в глиносодержащих коллекторах. Полученные результаты означают, что диспергирование глин в пористых средах способно привести к весьма значимым фильтрационным эффектам.
При изменении состава водной фазы в пластах, содержащих значительное количество глинистых минералов, происходит ионообмен катионов закачиваемой воды с глинистыми минералами. При этом возможно набухание (диспергирование) глин, которое снижает их прочность, уменьшает сечение поровых каналов и приводит к снижению скорости фильтрации и проницаемости. Ионообмен также может происходить при изменении водородного показателя (закачка кислотных и щелочных реагентов) [182]. Гидрогеологическими исследованиями установлено, что подземные воды имеют значительную разницу по ионному составу [19]. Изменения в составе пластовых и закачиваемых вод также могут быть связаны с проникновением вод из других водоносных горизонтов [101].
Известно, что изменение проницаемости при работе глин зависит от обменной емкости и удельной поверхности, т.е. связан с поверхностной плотностью заряда. Состав и характеристику обменных комплексов глинистых минералов позволяет учесть коэффициент активной глинистости [129]. Глинистые минералы в коллекторах разрабатываемых нефтяных месторождений состоит из разного типа глин. Набухание глинистых минералов связано с их слоистым строением. Каждый слой представляет собой неорганический полианион, состоящий из двух плоских сеток поликремниевых кислот, построенных из кремнекислородных тетраэдров, между которыми расположена сетка, построенная из алюмокислородных октаэдров [32, 33]. Между слоями алюмосиликатных полианионов располагаются слои слабо связанных гидратированных катионов, которые легко поддаются замене на ионы закачиваемого в пласт водного раствора. Реакции ионного обмена происходят в эквивалентных соотношениях и в основном являются обратимыми.
Интенсивность ионообмена зависит от многих факторов: валентности ионов в растворе, их радиуса, концентрации в растворе и др. При этом полное вытеснение одних ионов и замена их на другие достигаются при прокачке через пласт большого количества раствора. Ионный обмен в глинистых минералах характеризуют условной величиной, называемой емкостью ионного обмена, выражаемой в мг-экв. на 100 г сухой глины. Глины с большой емкостью обмена сильно набухают в пресной воде и разбавленных растворах - к таким минералам относится монтмориллонит.
