Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Современное состояние изученности залежей высоковязких нефтей 9.
1.1. Классификация залежей по вязкости пластовых нефтей 9.
1.2. Современное состояние применения методов увеличения нефтеотдачи на залежах высоковязких нефтей 12.
ГЛАВА 2. Геолого-физическая характеристика москудь инского месторождения 17.
2.1. Тектоническое строение месторождения 17.
2.2. Стратиграфическая характеристика месторождения 23.
2.3. Особенности строения коллекторов и насыщающей нефти пластов яснополянского надгоризонта 26.
2.4. Запасы нефти яснополянской залежи 32.
ГЛАВА 3. Геолого-технологический анализ разработки ясно полянской залежи москудьинского месторождения 35.
3.1. Характеристика текущего состояния разработки 35.
3.2. Геолого-промысловый анализ разработки и выработки запасов яснополянской залежи 37.
3.3. Обобщение результатов применения методов воздействия на пласты 46.
3.4. Прогнозирование коэффициента нефтеизвлечения 53.
ГЛАВА 4. Геолого-технологическое обоснование применения методов увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности 56.
4.1. Обобщение опыта разработки месторождений высоковязких нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции 56.
4.2. Анализ эффективности применения и геолого-статистическое моделирование биокомплексной технологии на Таймурзинском месторождении 77.
4.3. Критериальный анализ применения методов увеличения нефтеотдачи в условиях яснополянской залежи 88.
4.4. Обоснование комплекса технологий интенсификации процесса нефтеизвлечения и вариантов доразработки залежи 91.
ГЛАВА 5. Результаты опытно-промышленных работ по испытанию технологии биокомплексного воздействия на яснополянской залежи 98.
5.1. Краткая характеристика технологии биокомплексного воздействия 98.
5.2. Геолого-промысловая характеристика опытного участка 107.
5.3. Методика определения дополнительной добычи нефти и технологическая эффективность опытно-промышленных работ 117.
Заключение 143.
Литература
- Современное состояние применения методов увеличения нефтеотдачи на залежах высоковязких нефтей
- Особенности строения коллекторов и насыщающей нефти пластов яснополянского надгоризонта
- Обобщение результатов применения методов воздействия на пласты
- Критериальный анализ применения методов увеличения нефтеотдачи в условиях яснополянской залежи
Современное состояние применения методов увеличения нефтеотдачи на залежах высоковязких нефтей
Известно, что в России имеются значительные запасы нефти повышенной и высокой вязкости. Большинство нефтяных месторождений разрабатывается с помощью разновидностей систем и модификаций закачки необработанной воды в пласты для поддержания пластового давления и увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи. Однако в неоднородных пластах, содержащих нефть высокой вязкости, традиционное заводнение обеспечивает коэффициент конечного нефтеизвлечения не выше 25%. Поэтому совершенствование существующих и создание более эффективных методов является важной задачей в нефтедобыче[59,60,90].
Для объектов, содержащих высоковязкие нефти, разработка которых проводится без применения заводнения, перспективно тепловое воздействие, которое включает в себя: паротепловое воздействие, внутрипластовое горение и комбинированные.
Идея искусственного воздействия на нефтяной пласт теплом с целью эффективной выработки запасов нефти возникла давно. Еще в 20-30 годы прошлого столетия выдающиеся ученые Российской нефтяной геологии И.М. Губкин, А.Д. Архангельский и Д.В. Голубятников предсказывали большое будущее тепловым методам при разработке месторождений высоковязких нефтей. В последующие годы глубокие прикладные задачи в области термической добычи высоковязкой нефти были решены рядом известных ученых России, Украины, Азербайджана, США, Канады, Румынии, Венесуэлы, КНР и др.
В 70-80 годы практика освоения месторождений высоковязких нефтей показала, что наиболее эффективными способами теплового воздействия на пласт являются паротепловая обработка призабойной зоны добывающих скважин, нагнетание пара в пласт с созданием тепловых оторочек и внутрипластовое горение. Термические методы добычи нефти постоянно совершенствуются и в настоящее время представлены многочисленной разновидностью способов, причем наибольшее развитие получили способы нагнетания теплоносителя в пласт.
Воздействие на пласт теплоносителем приводит к проявлению целого ряда факторов, способствующих увеличению нефтеизвлечения. К основным из них относятся: снижение вязкости пластовой нефти, дистилляция и испарение, термическое расширение, снижение поверхностного натяжения и др.
Наиболее эффективный теплоноситель - насыщенный водяной пар. Пар вследствие скрытой теплоты парообразования имеет значительно более высокое теплосодержание, чем вода. Он занимает в пласте в 20-40 раз больший объем, чем горячая вода и способен довести коэффициент вытеснения до 80-90%. Вытеснению способствуют снижение вязкости нефти, улучшение ее фазовой проницаемости, улучшение смачиваемости породы водой. Наилучшие результаты от применения теплоносителей получают в терригенных коллекторах. Для обеспечения высоких темпов нагнетания теплоносителя с целью уменьшения теплопотерь рекомендуются пласты с пористостью не менее 18-20% и проницаемостью не ниже 0,1 мкм , толщиной на менее 6-7 м и не более 20 м. Вязкость пластовой нефти должна превышать 50-100 мПа.с. Важное значение имеет глубина залегания коллекторов, при больших глубинах залегания значительная часть тепла не доходит до продуктивных пластов, поэтому считается, что закачка теплоносителей в пласты, залегающие на глубинах более 1000 м, нецелесообразна ].
Эксперимент по добыче нефти с помощью закачки горячей воды проведен на Аляске (США). Воду отбирали из специальных скважин с температурой на устье 71-82С, подогревали до 127С и закачивали в пласт, сложенный песчаником, располагающимся на глубине более 1000м. Продуктивный пласт имеет невысокую проницаемость (0,01-0,14 мкм), содержит нефть плотностью 960 кг/м , вязкостью 20-100 мПа.с в пластовых условиях, температура пласта 27 С.
Наиболее эффективная модификация внутрипластового горения -влажное горение, при котором вместе с воздухом закачивают воду. В процессе горения и перемещения фронта горения в пласте образуется несколько температурных зон. В результате происходит последовательное вытеснение нефти газами при пластовой температуре, оторочками легких углеводородов, горячей водой и паром. Толщина пластов, на которых применяется метод, не должна превышать 15 м, иначе уменьшается охват воздействием. Система заводнения площадная, очаговая или линейная трехрядная. Однако сетка скважин при внутрипластовом горении может быть более разреженной, чем при закачке теплоносителей, и в отдельных случаях достигать 10-16 га/скв.[43].
К методам комбинированного воздействия на залежи нефти высокой вязкости, относятся методы термополимерного (ТПВ) и циклического внутрипластового полимерно-термического воздействий (ЦВПТВ), разработанные Кудиновым В.И., Желтовым Ю.В. и др. Эти методы внедрены на месторождениях Удмуртии, по ним получены высокие технологические и экономические результаты[59].
За последние годы в Удмуртии создаются новые ресурсосберегающие технологии: импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ), и модификация импульсно-дозированного теплового воздействия с паузами ИДТВ(П) и теплоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП). Точнее изложены сущности этих технологий в главе 4.
Как видно из вышеизложенного, добыча нефти повышенной и высокой вязкости до настоящего времени как в России, так и за рубежом осуществляется в основном за счет применения тепловых методов воздействия на залежи. Однако они требуют больших материальных затрат, в результате чего значительно повышается себестоимость добываемой нефти, что является сдерживающим фактором их широкого внедрения. Поэтому вопросам совершенствования существующих и созданию новых методов и способов воздействия на залежи высоковязкой нефти с получением высоких показателей конечного нефтеизвлечения и с меньшими затратами придается важное значение. [91] На месторождениях северо-запада Башкортостана, основным базисным нефтеносным объектом которого являются отложения терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) - залежи яснополянского надгоризонта (стратиграфически относится главным образом к бобриковскому и тульскому горизонтам) - сравнительно неоднородные объекты с высоковязкой нефтью, накоплен большой опыт промысловых испытаний методов повышения нефтеотдачи [41].
Один из наиболее крупных проектов повышения нефтеотдачи при помощи полимерного заводнения и его модификации был реализован на опытных участках Новохазинской площади Арланского месторождения, характеризующихся наличием водонефтяных зон с большим соотношением подвижности нефти и воды, а также низкими фильтрационными свойствами пластов. Результаты опытно-промышленных работ по воздействию полимерами и щелочно-полимерными растворами показали высокую эффективность. Выявлено, что помимо повышения охвата пластов заводнением на 40-60% и снижения проницаемости высокообводненных пропластков коэффициент нефтеотдачи увеличился на 4,5-7% [5,45,46,92,93].
Положительные результаты получены при использовании силикатно-щелочного заводнения на Арланском месторождении. Однако в целом несмотря на достижение поставленной цели, метод может быть использован сезонно, требует применения "умягчения" воды, а также характеризуется сложной технологией. [89,94]
Несмотря на соответствие общепринятым критериям использования тепловых методов для разработки залежей высоковязких нефтей в терригенных коллекторах, опытно-промышленный эксперимент по внутрипластовому горению на Ашитском участке Арланского месторождения, являющемся глубокозалегающим и высокообводненным объектом, оказался недостаточно эффективным. Неравномерное распределение остаточной нефти по толщине, высокая промытость пласта, его неоднородность, а также движение воздуха по промытой водой высокопроницаемой части пласта CVi не позволяли создать в пласте высокотемпературный процесс горения.
В настоящее время применительно к залежам терригенной толщи нижнего карбона Башкортостана разработана новая группа высокопотенциальных технологий повышения нефтеотдачи -микробиологические методы увеличения нефтеотдачи на основе биоконверсии сырья растительного и животного происхождения [45.46].
Петрографическое изучение пород пластов ТТНК Арланского, Бураевского и Кузбаевского месторождений позволило констатировать, что прокачка через них растворов биореагентов привела к регрессивным эпигенетическим изменениям: с циркуляцией растворов связано выщелачивание ряда глинизированных минералов. Также под влиянием биохимических процессов было зафиксировано некоторое снижение плотности, вязкости, содержания асфальтенов и смол в нефтях, насыщающих залежи этой толщи.
Таким образом, вязкость пластовой нефти - этот фактор очень важный и в большинстве практических случаев самый решающий по экономическим критериям. Почти все физико-химические методы, применяемые в совокупности с обычным заводнением, экономически оправданы только при вязкости нефти менее 50 мПа.с. Термические методы целесообразно применять при более высокой вязкости нефти, так как в этом случае достигается большой эффект снижения вязкости при нагреве. Для залежей глубиной свыше 1000 м при высокой вязкости нефти требуется очень плотная сетка скважин, что связано с большими затратами, расходами энергии и не всегда экономически оправдывается.
Особенности строения коллекторов и насыщающей нефти пластов яснополянского надгоризонта
В яснополянском надгоризонте литология трех пластов - Бб, Тлг-б, Тл2.а -представлена песчаниками и алевролитами. Пласты хорошо коррелируются по промысловым данным ГИС (НГМ, кавернометрия). Пласт Бб залегает на глубине 1499 м, пласт Тл2-б - 1481 м и пласт Тл2.а - 1472 м. Тип коллектора -поровый. Пласты лито логически не выдержаны. Большое по площади замещение коллекторов плотными породами наблюдается в пласте Бб. Зоны замещения охватывают 39 скважин. Наибольшее количество скважин с замещенными коллекторами находится на Москудьинском поднятии. Самым замещенным плотными породами из пластов яснополянского надгоризонта является пласт Тлг-а- Полностью (кроме скв.900) замещены коллекторы на Москудьинском поднятии. Всего по пласту замещение наблюдается в 64 скважинах из 181. Наиболее литологически выдержанными являются коллекторы пласта Тл2-б- Замещение плотными породами наблюдается лишь в 10 скважинах.
Изучение коллекторов продуктивных пластов яснополянского надгоризонта проводилось в лаборатории физики нефтяного пласта ПермНИПИнефть. Ниже приводятся характеристики пластов Бб, Тлг-б, Тл2-а, полученные по результатам исследований кернового материала[37]. Пласт Бб.
Общая толщина пласта Бб варьирует от 27,6 м в скв.1010 до 9,6 м в скв.ЗОЗ Максимальное значение эффективной толщины достигает 19,5 м в скв.1010, минимальное - 0,8 м в скв.948. Максимум эффективной нефтенасыщенной толщины приходится на скв.940 и равен 9,8 м. Наибольшее количество пропластков, встречающееся в пласте Бб - 6.
Содержание мелкопесчаной фракции для нефтенасыщенной части песчаников достигает 92,2%, глинистость не более 3,1%. Сцементированы большей частью за счет уплотнения и поры имеют размеры 0,02-0,2 мм. В районе скв.6 содержание среднепесчаной фракции в водонасыщенной части пласта составляет 32%. Цемент пленочнопоровый, углистый, содержится в количестве 10%). Алевролит в районе скв.132 имеет пятнистый цемент, состоящий, в основном, из гидрослюды и тонкозернистого кальцита. Размер пор изменяется от 0,04 до 0,4 мм. В целом водонасыщенная часть представлена менее отсортированными породами: в скв.151 - песчаниками алевритовыми (53,7 и 40,6%) и алевролитами песчаными (41,9 и 49,7%, мелкопесч. и алевр. фракции соответственно), в районе скв.6 - песчаник среднезернистый. Плотная часть разреза литологически представлена песчаником и алевролитом с карбонатным цементом порового типа.
Коллекторские свойства нефтенасыщенной части пласта отличаются максимальной пористостью и проницаемостью - 26,4% и 1820 мД. В водонасыщенной части пористость достигает 25,6%, проницаемость - 709 мД. Диапазон средних значений коллекторских свойств для северного (район скв. 121), восточного (район скв.133) и западного (район скв.149) участков залежи составляет следующий: пористости - от 22,8% до 25,5%, проницаемости - от 600 до 1180 мД. В целом, водонасыщенная часть является более уплотненной. Пласт Тл2-б Наибольшая величина общей толщины пласта Тлг-б достигает 25 м в скв.934, наименьшая - 9,6 м в скв.303. Диапазон эффективной толщины изменяется в этом пласте от 14 м в скв.276 до 0,8 м в скв.382. Максимальное значение эффективной нефтенасыщенной толщины отмечено в скв.276 - 14,0 м. Наибольшее количество пропластков встречается в скв.969 - 7 пропластков, 6 пропластков в скв.300, 308, 937.
Приводится общая характеристика эффективной части пласта, который литологически представлен песчаником, алевропесчаником и алевролитом. Песчаники характеризуются значительным содержанием алевритовой фракции. В свою очередь, алевролиты, которые большей частью распространены в южной части площади, содержат много песчаной фракции. Породы характеризуются относительно повышенной глинистостью.
В проницаемых породах с лучшими коллекторскими свойствами развиты поры размерами до 0,07-0,5мм. Зерна сцементированы за счет уплотнения. Во многих случаях цементом порового, иногда пленочного типа являются глины гидрослюдистого, реже каолинитового состава. Лучшие коллекторские характеристики пласта Тл2-б установлены в районе скв. 150 для нефтенасыщенной части пласта. Так пористость достигает 25,8%, проницаемость 3020 мД. Для водонасыщенной части: пористость - 24,4%, проницаемость - 929 мД.
По месторождению в целом для нефтенасыщенной части получены следующие характеристики: 18,1% составила пористость, проницаемость - 284 мД; для водонасыщенной части соответственно - 18,2% и 220 мД. Плотная часть разреза, наряду с алевролитами и аргиллитами сложена песчаниками с известковым и известковисто-глинистым цементом порового типа. Пласт ТЛ2-а Наибольшей величины общая толщина пласта достигает в скв.378 - 12,9 м, наименьшей в скв.305 -8 м. Эффективная толщина пласта Тл2.а изменяется от 5,2 м в скв.378 до 0,6 м в скв.266. Пласт характеризуется одним или двумя пропластками. Хорошо прослеживаются по площади 2 пропластка в скв.378,977,978,957,964,974, 977,978,310, 305, 314, 315.
По этому пласту получено сравнительно меньше сведений, так как он выделяется не во всех скважинах.
Нефтенасыщенная часть представлена мелкозернистым алевролитовым песчаником с глинистостью (4%). Неэффективная часть разреза сложена алевролитами и песчаниками глинистыми, углисто-глинистыми, известковистыми, аргиллитами и известняками с прослоями доломитов. Коллекторские свойства разреза достигают 22,9% пористости, проницаемости -до 213 мД. Среднее значение пористости нефтенасыщенной части равно 18,3% , проницаемость - 106 мД. В водонасыщенной части соответственно - 17,7% и 24,4 мД.
Обобщение результатов применения методов воздействия на пласты
К физико-химическим методам воздействия на пласт относятся закачка аэрированной жидкости (пенные системы) и технология Французского института нефти (ФИН), основанная на использовании растворов полисахаридов. Обе технологии направлены на увеличение коэффициента охвата продуктивного пласта воздействием вытесняющего агента. Использование пенных систем ведет к снижению фазовой проницаемости воды и соответствующему увеличению фазовой проницаемости нефти, подключению к разработке низкопроницаемых пропластков [40].
Полимеры обычно используют в виде слабоконцентрированных водных растворов, которые подают в систему поддержания пластового давления. При этом повышается коэффициент нефтеотдачи. Полимерные реагенты в процессах вытеснения нефти способствуют увеличению коэффициента охвата пласта снижением соотношения подвижностей воды и нефти. Этот параметр может быть улучшен уменьшением фазовой проницаемости по воде и вязкости нефти, увеличением проницаемости по нефти и вязкости воды. Растворами полимера в закачиваемой воде увеличивается ее вязкость.
Отличительные особенности свойств полимерных растворов в пористой среде обусловлены адсорбцией и механическим улавливанием полимера на поверхности пласта. Это влияет на изменение реологических характеристик полимерных растворов, появляющегося так называемого фактора сопротивления, который показывает, во сколько раз кажущаяся вязкость при фильтрации в пористой среде выше вязкости по вязкометру.
Изменения подвижности воды, прокачиваемой вслед за раствором полимера, показывают, что характер течения идентичен течению полимерного раствора, хотя соответствующие кривые для воды всегда ниже. Остаточный фактор сопротивления для неминерализованной воды достаточно высок, в особенности при фильтрации после растворов полимеров с высокими значениями молекулярной массы и степенью полидисперсности.
Содержание солей в воде меняет качественную и количественную картину течения, но эффект снижения подвижности полимерного раствора и остаточный фактор сопротивления в определенной степени сохраняются. Тем не менее это необходимо учитывать при прогнозировании эффективности метода.
Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек размером до 40-50% от объема пор [8]. Размер оторочки, концентрация раствора и тип полимера должны выбираться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородности пористой среды и солевого состава пластовой (связанной) воды. При перемешивании полимерных растворов с пластовой соляной водой происходит разрушение структуры раствора (молекул) и снижение его вязкости. В случае высокой минерализации воды концентрация раствора должна быть в 2-3 раза выше.
Давление для нагнетания полимерных растворов всегда требуется значительно более высокое, чем при обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки, вследствие увеличения вязкости вытесняющего агента и возникновения дополнительного сопротивления пористой среды, а также вследствие проявления кажущейся вязкости раствора, аналогичного (по эффекту) снижению фазовой проницаемости для воды. По этой причине полимерное заводнение может оказаться технически неосуществимым в слабопроницаемых пластах. Система размещения скважин для полимерного заводнения может не отличаться от систем для обычного заводнения, если обеспечиваются необходимые давления нагнетания, градиенты давления и темпы отбора нефти. Но вполне логично применение более плотных сеток скважин для полимерного заводнения, которое, естественно, может быть только внутриконтурным.
Как уже было отмечено выше, среди физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов наибольшее применение на яснополянской залежи нашли технологии закачки аэрированной жидкости (пенные системы), а также ФИН (на основе полисахаридов).
Критериальный анализ применения методов увеличения нефтеотдачи в условиях яснополянской залежи
Как показывают результаты проведенного прогнозирования коэффициента извлечения нефти, проектный КИН не будет достигнут, а его прогнозное значение находится на уровне 0,164, т.е. на 0,136 пункта меньше проектного [38].
Существующие геолого-физические и технологические условия разработки залежи вряд ли позволяют надеяться на ликвидацию этого существенного разрыва. Тем не менее, применение обоснованного комплекса МУН может поднять значение прогнозного коэффициента извлечения нефти.
Обобщая материалы, проведенные в 2 и 3 разделах, можно резюмировать, что для повышения конечной нефтеотдачи яснополянской залежи в сложившейся геолого-технологической и технико-экономической ситуации необходимо применять комплекс гидродинамических, физико-химических и биогеотехнологических методов увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции.
В качестве гидродинамического МУН рекомендуется применять достаточно хорошо показавшую себя технологию циклической закачки воды. Опыт применения данной технологии в условиях аналогичных залежей Краснохолмской группы месторождений Республики Башкортостан показал следующее [11]:
1. Проведенные работы по нестационарному заводнению на участке Игровского месторождения свидетельствуют о снижении текущей обводненности с 86,6 до 72,4% при практически неизменном отборе жидкости. Объем закачки уменьшился в 2 раза, дополнительная добыча нефти за 2 месяца составила 815 т, или 55%.
2. По участку Воядинского месторождения циклическое заводнение, проведенное в течение 3 мес, позволило улучшить технологические показатели разработки. При уменьшении объемов закачивания на 20%, прирост добычи нефти составил 680 т, или 11,2%.
3. Худшие условия Воядинского месторождения (большая вязкость нефти и большая выработанность) обусловили меньшую эффективность процесса циклического заводнения.
4. Результаты опытно-промышленных испытаний (п.1 и 2), а также отсутствие капитальных вложений, закупки реагентов и оборудования, доступность реализации метода, экологическая безопасность позволяют рекомендовать для широкого внедрения циклическое заводнение терригенных отложений нижнего карбона.
Использование метода геологических аналогий, а также экспертных оценок позволяет предположить, что прирост КИН в результате применения циклики в условиях яснополянской залежи Москудьинского месторождения может составить 2 пункта.
Кроме того, необходимо учитывать и тот факт, что начиная с конца 1999 года предусматривается переход с закачки пресной воды на закачку воды с установок предварительного сброса воды УПСВ с плотностью 1,06-1,07 кг/см3 во внутриконтурные скважины. Это мероприятие позволит поднять КИН как минимум на 0,5 пункта [6].
Физико-химическое воздействие в данных условиях должно быть представлено осадко-гелеобразующими технологиями. Как показывает опыт применения их в Башкортостане и Татарстане, наиболее эффективным может быть использование комплексных осадкогелеобразующих реагентов.
В современных условиях, когда большинство нефтяных месторождений переживает позднюю и заключительную стадии разработки, актуальны исследования и практические рекомендации для снижения объемов попутно добываемой воды.
На протяжении многих лет в нефтедобывающей отрасли разрабатываются и широко внедряются технологии, предназначенные для увеличения извлекаемых запасов нефти и ограничения объемов попутно добываемой воды. В последние годы приоритетными в этой группе становятся осадкогелеобразующие технологии (ОГОТ), позволяющие получать значительный экономический эффект. За 1986-1995 гг. на месторождениях АНК «Башнефть» проведено 998 воздействий ОГОТ, дополнительная добыча нефти составила около 1 млн.т при уменьшении попутно добываемой воды на 25 млн.м3. Большое количество применяемых в АНК «Башнефть» технологий и их модификаций является в известной степени следствием многообразия используемых реагентов. Кроме того, каждая технология предназначена для определенных объектов воздействия, т.е. существуют ограничения по геолого-промысловым и физико-химическим факторам [9].
На основе экспертного анализа [12] был разработан метод определения степени пригодности конкретной технологии для воздействия на конкретном участке залежи путем ранжирования технологий.
Анализ результатов программного ранжирования позволил определить основные геолого-промысловые и физико-химические факторы для оценки пригодности объекта воздействия для конкретных технологий. Этими факторами являются: 1 Тип скважины: а) добывающая (А1); б) нагнетательная (А2). 2. Тип коллектора: а) карбонатный (В1); б) терригенный (В2). 3. Приемистость скважин: а) до 60 мТсут (С1); б) 61...120 мТсут (С2); в) 121...300 м3/сут (СЗ); г) 301...600 м3/сут (С4); д) 601...900 м3/сут (С5); е) 900 м /сут и более (С6). 4. Плотность закачиваемой воды: а) от 1000 до 1050 м3/сут (Д1); б) Ю50...1100м3/сут(Д2);. в) 1100... 1150 м3/сут(ДЗ); г) 1150... 1200 м3/сут(Д4). Применительно к перечисленным условиям разработана многокомпонентная технология, которая позволяет для каждого конкретного геолого-промыслового условия подобрать модификацию (рецепт) композиции из имеющихся в наличии реагентов.
Схема подбора модификаций для различных сочетаний геолого-промысловых условий (А, В, С, Д) приведена в табл.4.29. Каждому из 96 вариантов (сочетаний) геолого-промысловых условий соответствует один или несколько "рецептов", отличающихся набором реагентов и их концентрациями. В связи с большим количеством рецептур в базе данных и широким разнообразием геолого-промысловых условий подбор технологий осуществляется с применением ЭВМ с выдачей рабочего плана обработки скважины. Предлагаемая технология отличается от существующих тем, что в качестве рабочего агента применяются не только водные растворы осадкогелеобразующих реагентов, но и их смеси с легкодоступными природными наполнителями. В качестве наполнителей рекомендуются глина, мелкие фракции кварцевого песка и порошкообразные отходы производства. Наполнители вводятся в первую или вторую осадкогелеобразующую оторочку в виде тонкой суспензии или суспензия наполнителя в пресной воде закачивается в виде изолирующей оторочки.
Первая оторочка состоит из растворов соединений металлов 1 группы, в том числе ранее известных силикатов, карбонатов, гидроокисей и их смесей. Возможно также закачивание растворов органических соединений, легко полимеризующихся в пластовых условиях с образованием гелей или твердых осадков. Концентрации реагентов для коллекторов, отличающихся проницаемостью и трещиноватостью, колеблются в более широком диапазоне: от 0,5 до 45...50%.
Второй гелеобразующей оторочкой служит сточная минерализованная вода, отличающаяся тем, что она содержит до 40% соединений металлов III группы. При плотности сточной воды менее 1150 кг/м3 увеличение эффективности технологии достигается путем добавления во вторую оторочку 20...28% растворов двух-трехвалентных металлов.
Осадкогелеобразующие оторочки для предотвращения их смешения в процессе закачивания в скважину изолируются оторочкой пресной воды или глинистого раствора, приготовленного на пресной воде. Индивидуальная композиция реагентов выбирается в зависимости от наличия реагентов и стоимости композиции.
