Содержание к диссертации
Введение
1. Геологическое строение и состояние разработки нефтяных месторождений Республики Башкортостан 9
1.1. Обобщенная геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений РБ 9
1.2. Ново-Хазинская площадь Арланского месторождения 12
1.3. Сергеевское месторождение 20
1 .4. Бузовьязовское месторождение 27
1.5. Волковское месторождение 34
2. Краткий анализ применения осадкогелеобразующих технологий увеличения нефтеотдачи пластов 44
3. Лабораторные исследования осадкогелеобразующих композиций, совершенствование и разработка на их основе новых технологий МУН 52
3.1. Исследование свойств композиции на основе гидроксохлористого алюминия 52
3.2. Исследование свойств композиции на основе раствора соли алюминия с добавкой водорастворимого лигносульфоната 65
3.3. Лабораторные исследования возможности использования маточных растворов цеолитов (МРЦ) марок NaX и NaY 76
4. Внедрение осадкогелеобразующих технологий увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Республики Башкортостан и оценка их технико-экономической эффективности 88
4.1 Осадкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи пластов 88
4.2. Внедрение технологии на основе гидроксохлористого алюминия (ГХА) 96
4.3. Опытно-промышленные испытания технологий на основе гидроксохлористого алюминия и лигносульфоната 111
4.4. Промысловые испытания жидких отходов производства цеолитов марки NaY 128
4.5 Основные критерии, определяющие эффективность применения ОГОТ на основе ГХА и МРЦ 135
4.6 Оценка экономической эффективности внедрения технологий на основе ГХА и МРЦ 138
Основные выводы 145
Список использованных источников 146
- Ново-Хазинская площадь Арланского месторождения
- Исследование свойств композиции на основе гидроксохлористого алюминия
- Лабораторные исследования возможности использования маточных растворов цеолитов (МРЦ) марок NaX и NaY
- Внедрение технологии на основе гидроксохлористого алюминия (ГХА)
Введение к работе
В последнее десятилетие сырьевая база нефтедобывающей отрасли России пополняется в основном трудноизвлекаемыми залежами. Поэтому наблюдается тенденция выборочной интенсификации добычи нефти из активных, относительно легких для извлечения запасов. Это, в свою очередь, приводит к предельному или близко к нему обводнению основных высокопродуктивных пластов повышенной проницаемости и уменьшению коэффициента извлечения нефти (КИН).
Указанные условия в разной степени присутствуют и при разработке месторождений республики Башкортостан, в том числе Арланского, Сергеевского, Бузовьязовского и Волковского. Сложность геологического строения продуктивных пластов, повышенная и высокая вязкость пластовой нефти, значительное содержание АСПО на указанных месторождениях обеспечивают невысокие КИН (0,38-0,45 доли ед.) при применении традиционных методов заводнения. Причем надо отметить, что традиционные технологии заводнения сопровождаются значительным отбором попутной воды и ведут к росту энергетических затрат. Широкое внедрение водоограничивающих технологий сдерживалось отсутствием достаточно эффективных и доступных по экономическим соображениям химреагентов, что не позволяло постоянно совершенствовать потокоотклоняющие и водоограничивающие технологии. Поэтому исследования по повышению эффективности заводнения на поздних и завершающих стадиях разработки месторождений путем разработки и широкой реализации осадкогелеобразующих технологий увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов являются востребованными практикой и актуальными.
Цель работы. Разработка и совершенствование осадкогелеобразующих технологий увеличения нефтеотдачи пластов путем удешевления и повышения эффективности композиций химических реагентов.
Основные задачи исследований.
Анализ особенностей геологического строения и состояния разработки Арланского, Сергеевского, Волковского и Бузовьязовского месторождений и постановка задачи исследования.
Изучение эффективности применяемых осадкогелеобразующих технологий увеличения нефтеотдачи и обоснование создания более дешевых составов для реализации их в методах увеличения нефтеотдачи (МУН).
Лабораторные исследования физико-химических и фильтрационных характеристик композиций на основе гидроксохлористого алюминия, лигносульфонатов и маточных растворов цеолитов, разработка и совершенствование на их основе технологий увеличения нефтеотдачи и ограничения отбора воды в продукции скважин.
Испытание и внедрение усовершенствованных и разработанных технологий МУН в терригенных и карбонатных коллекторах на месторождениях республики Башкортостан.
Методы исследований.
Геолого-промысловый анализ
Лабораторные исследования
Гидродинамические и геофизические исследования
Использование методов математической обработки состояния выработанности пласта.
Научная новизна работы. 1. Исследован в лабораторных условиях и установлен механизм осадкогелеобразования при совместном взаимодействии отдельных составов более дешевых исходных реагентов для увеличения нефтеотдачи пластов:
гидроксохлористого алюминия (ГХА) в смеси с карбонатными составляющими (СаСОз) за счет повышения рН среды до значений более 4,0 при определенных концентрациях алюминия и гидроксид ионов в смеси;
смеси гидроксохлористого алюминия и лигносульфонатов (ЛГС) за счет непосредственного участия ЛГС в образовании гелей и осадков,
способствующего увеличению объемов последних по сравнению с объемом, образующимся при механизме сшивки полимеров ионами многовалентных металлов;
- маточных растворов цеолитов (МРЦ) и хлористого алюминия, сопровождающегося процессом гидролизации последнего с образованием сильной соляной кислоты, протекающего с процессом гелеобразования МРЦ под воздействием кремнефтористоводородной и соляной кислот.
Разработаны технологии увеличения нефтеотдачи пластов и уменьшения объемов попутно добываемой воды на основе новых более дешевых осадкогелеобразующих химических реагентов, отличающихся высоким эффектом закупоривания высокопроницаемых промытых пропластков, возможностью применения в карбонатных и терригенных пластах и меньшей дефицитностью в сравнении с известными технологиями (патенты РФ 216083, 2224879, 2250369).
Разработана технология увеличения нефтеотдачи карбонатного пласта, заключающаяся в комплексировании циклической закачки воды в системе заводнения и ограничении проводимости промытых пропластков (трещин), путем повышения фильтруемости нагнетаемого агента.
Основные защищаемые положения.
Обоснование необходимости разработки и совершенствования технологий увеличения нефтеотдачи и уменьшения объемов попутно добываемой воды на основе геолого-промыслового анализа состояния разработки месторождений.
Методические основы и результаты лабораторных исследований по обоснованию составов композиций реагентов для использования в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов в зависимости от их геолого-физических характеристик.
Результаты внедрения новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов и уменьшения объемов попутно добываемой воды с использованием
7 гидроксохлористого алюминия, лигносульфонатов и маточных растворов цеолитов.
4. Новая комплексная технология увеличения нефтеотдачи пластов.
Практическая значимость и реализация результатов работы.
Разработаны эффективные технологии увеличения нефтеотдачи пластов и уменьшения объемов попутно добываемой воды, которые внедрены в 203 скважинах восьми месторождений республики Башкортостан и обеспечившие дополнительную добычу нефти в количестве 151 тыс.т и уменьшение добычи попутной воды в количестве 2313,8 тыс.т в период 1994 - 2004г.г.
Экономический эффект за последний год внедрения диссертационных исследований составляет 19054,0 тыс.руб.
Разработана и введена в действие временная инструкция «Технология по ограничению водопритока и выравниванию профиля приемистости пласта на основе растворов маточных МР-Х, MP-Y для месторождений ОАО АНК «Башнефть»(Уфа, 2005 г.).
Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на международной конференции «Новые технологии для нефтяной промышленности» (г.Уфа, 2003г.); на технических советах НГДУ и АНК «Башнефть; школе семинаре главных инженеров на тему «Закачка гелеобразующих технологий на Сергеевском месторождении» (г.Уфа, 2004г.); XVI межотраслевой НПК НПО «Бурение» по «Проблемам строительства и ремонта скважин» (г.Анапа, 2004г.); научно-практической конференции «60 лет девонской нефти» (г. Октябрьский, 2004г.)
Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ, в том числе получено 5 патентов РФ. В них автору принадлежит постановка задач, методические вопросы их решения, анализ, обобщение и испытание разработанных рекомендаций на объектах.
8 Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и списка использованных источников. Содержит 156 страниц машинописного текста, 68 рисунков, 37 таблиц, 99 библиографических ссылок.
Работа выполнена под руководством доктора технических наук, профессора Уметбаева В.Г., которому автор выражает глубокую благодарность. Искреннюю признательность за постоянную помощь, поддержку и консультации автор выражает сотрудникам ООО «ИПЦ Интех» Емалетдиновой Л.Д., Камалетдиновой P.M., Базекиной Л.В., кандидату технических наук Галлямову И.М., а также сотрудникам 000 «НГДУ Уфанефть».
Ново-Хазинская площадь Арланского месторождения
Дегазированные нефти ТТНК относятся к тяжелым, вязким, смолистым. Плотность 893 кг/м , вязкость при 20С колеблется в пределах 20-34,5 мПа-с, содержание силикагелевых смол 13.7-18.0%, асфальтенов 4.6-5.6%, серы 2.3-2.5%, парафина 23-3.2%. Свойства нефтей различных пластов ТТНК близки между собой. Кривые относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды по тульскому горизонту приведены на рисунке 1.3. Анализ рисунка 1.3 позволяет выявить следующее. Если график ОФП разделить на 3 зоны, то видно, что при обводненности -20% относительная проницаемость для нефти начинает резко падать и при обводненности 40% интенсивность падения несколько снижается (зона П), которая более низкими темпами продолжается до 75% обводненности продукции. При дальнейшем увеличении обводненности (более 75%) наблюдается снижение проницаемости пласта для нефти и плавный рост увеличения относительной проницаемости для воды. При водонасыщенности, равной 85-90%, прекращается фильтрация нефти, а фильтруется лишь вода. Надо отметить, что данный факт достаточно хорошо согласуется с фактическими показателями разработки, которая усиливается наличием послойной и зональной неоднородности пласта. Из рисунка 1.3 видно, что мероприятия по снижению фильтруемости для воды могут дать высокие результаты для повышения эффективности отбора нефти, так как остаточные запасы нефти ещё достаточно высоки (таблица 1.6). Залежи нефти в ТТНК Ново-Хазинской площади разрабатываются с 1960г. Разработка месторождения ведется в соответствии с "Уточненным проектом разработки Арланского месторождения", составленным в БашНИПИнефти в 2002 г. По состоянию на 01.01.2005г. по Ново-Хазинской площади Арланского месторождения добыто 89,9% нефти от начальных извлекаемых запасов, в том числе за 2004г. - 1090,2 тыс.т. Добыча жидкости за год составила 22713 тыс.т, обводненность добываемой продукции - 95,2%. На Ново-Хазинской площади всего пробурено 3062 скважин. Действующий фонд добывающих скважин составил 1445 ед. Средний дебит одной добывающей скважины по нефти -2,0 т/сут, по жидкости - 42,3 т/сут. В 1350 скважинах добывается нефть с водой. Распределение фонда скважин по обводненности по состоянию на 01.01.05 г. приведено на рисунке 1.4. Разработка залежей осуществляется с заводнением. В действующем нагнетательном фонде числятся 469 скважин, средняя приемистость составляет 170,1 м3/сут. Накопленная компенсация отбора закачкой составила 101,44%. Максимальный объем закачки приходится на 1988 г. -52,5 млн. м3, текущий - 27,2 млн.м . На Ново-Хазинской площади нашли широкое применение физико-химические (силикатно-щелочное воздействие - СЩВ, СЩВМ, щелочно-полимерное воздействие -ЩПВ, СТМ(л), закачивание углещелочных реагентов - УЩР, СНПХ-9633, Брег-1), микробиологические (закачивание сухого активного ила - САИ, продуктов биосинтеза - БиоПАВ) и гидродинамические (перенос фронта нагнетания, нестационарное циклическое заводнение) методы повышения нефтеотдачи пластов. Среди физико-химических методов лучшие показатели эффективности получены от применения технологий на основе латексов-СТМ(л). Эффективность от применения данной технологии и ее модификаций в 2004 г. составила 45,65 тыс.т дополнительно добытой нефти. От применения силикатно-щелочного воздействия (СЩВ) и СЩВМ на 17 скважинах получен прирост добычи нефти в 2004 году - 10,2 тыс.т. Эффективность остальных методов - ЩПВ, УЩР, Брег-1, СНПХ 9633 значительно ниже. Среди микробиологических методов (САИ, БиоПАВ) преимущество за технологией БиоПАВ и ее модификаций БиоПАВ+ПАА, БиоПАВ+кислота, БиоПАВ+растворитель, БиоПАВ+УСК. Эффективность от применения данной технологии и ее модификаций на 15-22 скважинах площади составила в 2004г. 35,65 тыс.т дополнительно добытой нефти. Из гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов наибольший интерес представляет нестационарное циклическое заводнение. Дополнительная добыча нефти за период 1995-1998 г.г. оценивается 22,5 тыс.т [16]. Совместная эксплуатация пластов ТТНК Ново-Хазинской площади Арланского месторождения с различной проницаемостью, высокой степенью неоднородности и повышенной вязкостью нефти являются определяющими факторами первоочередного обводнения наиболее проницаемых пластов и пропластков. Неравномерная выработка пластов при общей высокой обводненности (более 90%) создаёт благоприятные предпосылки для широкого внедрения осадкогелеобразующих потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи.
Исследование свойств композиции на основе гидроксохлористого алюминия
В качестве активатора гелеобразования силиката натрия применяются соляная, серная, борная, щавелевая, лимонная кислоты и хлористый, азотнокислый аммоний [45,49,68,80]. В промысловой практике, в основном, используется соляная кислота. Время гелеобразования и прочность геля регулируются кремнеземным модулем (молекулярное отношение диоксида кремния к основному окислу (SiCV Na20), количеством реагентов в композиции и температурой.
Повышению прочности силикатного геля и одновременно увеличению времени начала гелеобразования способствуют твердые наполнители: полимеры и бентонитовая глина или древесные опилки в количестве 0,01-0,1; 10-20%, соответственно [28,68]. В качестве полимеров используются: полиакриламид (ПАА), гипан и биополимер. Применяемый гелеобразующий раствор имеет следующий состав, %масс: силикат натрия - 2-10; соляная кислота - 0,2-4,0; полимер (гипан или ПАА) - 0,01-0,1; остальное — пресная вода. Прочность образующегося силикатно-полимерного геля составляет 10-200Па. Эффективность технологии закачки силикатных растворов приведена в работах [5,12,28]. Известно использование водорастворимых полиэлектролитов в качестве основы для получения осадко- и гелеобразующих композиций [6,51]. Они, в результате взаимодействия с пластовыми минерализованными водами в пористой среде, образуют достаточно устойчивый гель. При низкой минерализции пластовых вод дополнительно используются растворы хлористого кальция или алюминия. Указанные выше композиции могут содержать полиэлектролиты анионного типа (например, гипан, ВПК-2) и катионного типа (например, ВПК-402). Добавка к ним силиката натрия увеличивает термостабильность композиций.
Жидкое стекло образует гели и в щелочной среде [37,38,40]. Под руководством профессора Горбунова А.Т. был разработан гелеобразующий состав (жидкое стекло - 6%, соляная кислота - 1%, ПАА - 0,06%, остальное - вода [41]), который успешно применяется для обработки высокотемпературных пластов Западной Сибири.
Для применения в условиях высокотемпературных месторождений предложен гелеобразующий состав на основе растворимых солей алюминия и карбамида («ГАЛКА») [11,12,42,57,59,60, 88].
Наиболее сложными по составу гелеобразующими реагентами являются алюмосиликаты (АС). Исследование природного АС - нефелина было начато в НИИнефтеотдача под руководством проф. Р.Н. Фахретдинова [59,86,87,91]. Присутствие в алюмосиликате (Na(K)AlSi04) двух компонентов (А1 и Si), способствующих гелеобразованию усложняет механизм гелеобразования АС под влиянием кислоты. Реакция образования геля может быть рассмотрена на примере взаимодействия нефелина и раствора соляной кислоты, в результате чего получаются коллоидные частицы кремнезема и гидроксида алюминия [50]: Полученная мицелла содержит положительно заряженный золь гидроксида алюминия и отрицательно заряженный золь кремнезема. С ростом концентрации раствора первичные частицы конденсируются вместе в открытую и непрерывно распространяющуюся по всей среде структуру, образующую гель.
Более подробно химизм процесса гелеобразования и фильтрационные характеристики композиций на основе АС изучены В.Н. Хлебниковым с соавторами [88,89,90]. Показано, что время гелеобразования композиций на основе алюмосиликата уменьшается по мере роста концентрации АС и кислоты, температуры и уровня минерализации пластовой воды, а также установлено снижение способности алюмосиликата к гелеобразованию с увеличением содержания в его составе оксида кальция. Очевидно, последний снижает растворимость АС в кислотах. Так, например, по данным [90], при перемешивании нефелина в кислоте в течение 1ч не растворимая его часть составляет 20%. Низкая растворимость в кислотах ограничивает промысловое применение нефелина и других кальцийсодержащих алюмосиликатов в качестве гелеобразующих композиций. По этой же причине многие твердые отходы производства алюмосиликатов [70,91] также не нашли широкого промыслового применения.
В то же время известно [5], что синтетические алюмосиликаты — цеолиты, напротив, обладают хорошей растворимостью в кислотах. Наибольшее внимание исследователей [53,65,67,70,85] привлекают цеолиты марки NaA, выпускаемые Ишимбайским катализаторным заводом и ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» г. Салават. Для приготовления геля с оптимальными свойствами используется 8% цеолита и 8% соляной кислоты [67]. Разбавление исходной композиции нефтью и, особенно водой, ведет к увеличению времени гелеобразования и снижению прочности геля. Добавление в гелеобразующую композицию ПАВ способствует адгезии геля к нефтенасыщенной породе [53,67]. Селимов Ф.А. и др. [83] расширили ассортимент кислот, способствующих гелеобразованию цеолитов, предлагая для этих целей, помимо соляной, фосфорную и отработанную серную кислоты. Рамазанова А.А. с соавторами предложила гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти [69], содержащий полимер акрилового ряда гивпан - гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила, в качестве сшивающего агента - дистиллерную жидкость и дополнительно - соляную кислоту. Состав для увеличения добычи нефти дополнительно содержит 0,01 - 0,05 мас.% неионогенного ПАВ, обладает более высокими закупоривающими свойствами.
На месторождениях АНК «Башнефть» также широко применяются многокомпонентные композиции осадко-гелеобразующих реагентов (КОГОР) [45,80,81,82]. В состав КОГОР входят жидкое стекло, щелочь, глинистый порошок, реагент гивпан и т.д. Разработаны различные модификации КОГОР для добывающих и нагнетательных скважин терригенных и карбонатных пластов. Действие технологий КОГОР заключается в создании водоизолирующего экрана в водонасыщенной части пласта или изоляции промытых водой пластов в многопластовом объекте. Многокомпонентность усложняет технологию приготовления данной композиции.
В Башнипинефти Якименко Г.Х. с соавторами [65] предложили гелеобразующие составы на основе цеолита NaA, соляной кислоты и гидроксохлористого алюминия. Последний, по данным лабораторных исследований, способствует увеличению прочности геля. Этот состав широко применяется для ограничения водопритоков на месторождениях Башкортостана. Однако существенным недостатком гелеобразующих композиций на основе цеолитов является их высокая стоимость. Поэтому поиск не дорогих, доступных и эффективных гелеобразующих реагентов неорганического происхождения необходимо продолжить.
Лабораторные исследования возможности использования маточных растворов цеолитов (МРЦ) марок NaX и NaY
Соляная кислота при взаимодействии с силикатом натрия и цеолитом, находящимся в маточных растворах цеолитов, выделяет слабую кремниевую кислоту. Последняя, как упоминалось выше, образует гель, связывая при этом большое количество свободной воды. Поэтому взаимодействие маточных растворов цеолитов с раствором хлорида аммония более правильно считать гелеобразованием, а не осадкообразованием. Процесс гелеобразования маточных растворов цеолитов исследовался под влиянием сильных кислот: водного раствора кремнефтористоводородной кислоты (КФК), представляющей собой прозрачную жидкость с содержанием основного вещества 18-20% (мае), соответствующей ТУ 2122-555-092209438-01 и - соляной кислоты, ГОСТ 857-88, в виде 22%-ного водного раствора. Однако нами использовались разбавленные растворы этих кислот. Так, например, 22%-ную соляную кислоту плотностью 1112кг/м3 предварительно разбавляли пресной водой в соотношении 1:1 и 4:7 до концентрации — 11 и 8% соответственно. Кремнефтористоводородную кислоту плотностью 1130кг/м3 разбавляли пресной водой в соотношении 1:3 до концентрации 6% и плотности 1035кг/м3. Выбор вышеуказанных концентраций кислот основан на литературных данных. Маточный раствор цеолита NaY исследовался как не разбавленный, так и разбавленный пресной водой в соотношении 2:1, 1:1, 1:2. В то же время МРЦ NaX не разбавлялся. Процесс их гелеобразования под влиянием растворов кислот проводился при температуре 20С.
Результаты гелеобразования маточного раствора цеолита NaY разной плотности под влиянием 11 и 8%-ной соляной кислоты представлены на рисунках 3.7-3.10.
Из рисунка 3.7 видно, что с увеличением количества 8%-ной соляной кислоты до 0,7об.ч. время гелеобразования маточного раствора цеолита NaY заметно снижается (с 24 до 8, 6 и 4ч) в зависимости от плотности раствора, равной 1055, 1074 и 1110кг/м, соответственно. При этом наблюдается существенное снижение рН маточных растворов цеолита с 12 до 3-2ед. (см. рисунок 3.8). Следует отметить, что при этих значениях рН маточных растворов цеолитов образуются наиболее плотные гели. Дальнейшее увеличение количества соляной кислоты в смеси с МРЦ (выше соотношения 1:1) не целесообразно, поскольку при неизменном времени гелеобразования (Зч) плотность геля снижается. Увеличение концентрации соляной кислоты до 11% способствует ускорению процесса гелеобразования маточного раствора цеолита NaY. Так, например, уже при 0,5об.ч. 11%-ной соляной кислоты достигается время гелеобразования МРЦ NaY, равное Зч (см. рисунок 3.9), что является приемлемым для практики. Дальнейшее увеличение кислоты приводит к снижению плотности геля, поэтому также не целесообразно.
Таким образом, маточный раствор цеолита NaY, как не разбавленный (плотностью 111 Окг/м ), так и разбавленный пресной водой в соотношении 2:1 и 1:1, может быть использован в качестве гелеобразующего реагента в смеси с 11 или 8%-ной соляной кислотой. Оптимального времени гелеобразования (Зч) МРЦ NaY достигает при добавлении этих кислот в количестве 0,5 и 1,0об.ч., соответственно. Дальнейшее увеличение соляной кислоты в смеси с МРЦ NaY приводит к снижению плотности геля.
Данные по исследованию гелеобразования маточного раствора цеолита NaX в присутствии соляной кислоты в работе не приводятся. Гели на его основе, в силу меньшей плотности, могут быть рекомендованы в основном для РИР в нагнетательных скважинах. Далее нами исследовалось гелеобразование маточного раствора цеолита NaY под влиянием кремнефтористоводородной кислоты. Предварительными опытами было установлено, что не разбавленный маточный раствор цеолита NaY при взаимодействии с не разбавленной КФК мгновенно образует плотный гель в исследуемом нами интервале соотношений (1:0,2-2). Поэтому в дальнейшем использовалась КФК, разбавленная пресной водой в соотношении 1:3 и плотностью 1035 кг/м3, а MP4NaY-2:l, 1:1, 1:2 (плотность 1074, 1055 и 1035кг/м3, соответственно). Гелеобразование растворов цеолитов в присутствии кремнефтористоводородной кислоты проводилось при 20С. Результаты исследования приведены на рисунках 3.11 и 3.12. Видно, что кривые зависимости времени гелеобразования МРЦ NaY от количества КФК имеют максимум, соответствующий разному количеству кислоты при разной плотности маточного раствора цеолита. Более концентрированному маточному раствору соответствует максимум при большем количестве кислоты.
Внедрение технологии на основе гидроксохлористого алюминия (ГХА)
Для проведения промыслового эксперимента по испытанию предложенной автором комплексной технологии воздействия на обводненные пласты на Бузовьязовском месторождении был выбран опытный участок с естественным контуром нефтеносности. На участке (рисунок 4.25) эксплуатируются 9 добывающих и 2 нагнетательные скважины. Основным эксплуатационным объектом разработки на выбранном участке являются карбонатные пласты турнейского яруса. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3,4 м, проницаемость 0,188 мкм, пористость 11,5%, начальная нефтенасыщенность 84%. Нефть опытного участка является тяжелой, смолистой и парафинистой. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 7,65 мПа-с. Коллектор относится к трещиновато-поровому типу.
Для заводнения используется сточная опресненная вода плотностью 1023кг/м3. Текущая среднесуточная приемистость нагнетательных скважин -146м3/сут при устьевом давлении нагнетания 8,0 МПа. Основной объем жидкости и почти половина добычи нефти добывается высокообводненным фондом скважин. Средняя обводнённость продукции добывающих скважин 61,8%.
Разработка залежи 1 турнейского яруса началась с сентября 1976г скважиной 182БЗВ. В 1984 г. произошло падение добычи нефти на 45% за счет снижения пластового давления. В 1985г. была организована закачка воды в пласты, вследствие чего произошла стабилизация добычи нефти. Максимальная добыча достигнута в 1992г. и составила 51,5тыс.т. В период 1997-2003г.г. из-за уменьшения давления нагнетания приемистость нагнетательных скважин снизилась до 60 м /сут. Это обусловило снижение дебита по нефти. Поэтому для увеличения коэффициента охвата и обеспечения выработки запасов в небольшой залежи 1 турнейского яруса с мая 2003г. начато циклическое заводнение с переменой направления фильтрационных потоков в пласте. Ко времени перевода на циклический режим работы как нагнетательных, так и добывающих скважин, отбор от НИЗ составил по залежи 67,8% при обводненности продукции 69,2%.
Известно [35], что сущность циклического заводнения заключается в периодическом изменении режима воздействия на нефтяную залежь неоднородного геологического строения. При этом в продуктивных пластах искусственно создается неустановившееся распределение пластового давления и движения пластовых флюидов и газа. На практике указанные условия в пласте создаются путем периодического изменения объема нагнетаемой воды и добываемой жидкости. В этих условиях между различными зонами, каналами и потоками жидкостей в пласте возникают градиенты гидродинамических давлений, которые способствуют перетоку жидкостей из одних слоев в другие, из трещин в блоки, изменению направлений потоков.
Технологический эффект циклического заводнения в виде уменьшения добычи воды и увеличения нефтеотдачи определяется степенью уменьшения неравномерности вытеснения нефти в неоднородном пласте при создании в нем упругого режима фильтрации жидкости. Продуктивный пласт разрабатывается циклами, состоящими из периодов. Как правило, в первом из них происходит отбор жидкости добывающими скважинами при остановленных нагнетательных скважинах. В этом периоде упругий запас энергии пласта уменьшается. Во втором периоде возобновляется работа нагнетательных скважин, а добывающие скважины останавливаются, что обеспечивает восполнение упругого запаса пластовой энергии.
Условиями наиболее эффективного применения циклического заводнения являются: слоисто-неоднородный пласт с хорошей гидродинамической связью между пропластками, трещиновато-пористый коллектор, проницаемость отдельных пропластков отличается не менее чем в 3-4 раза, вязкость нефти в пределах 0,4-25 мПа-с, начальная нефтенасыщенность пласта в пределах 55-75%.
Периодическая закачка воды на залежи 1 осуществлялась в две нагнетательные скважины №№3137,3134. Продолжительность закачки воды и отбора жидкости определялась с учетом соотношения фильтрационных сопротивлений нагнетательной скважины и добывающих скважин, получающих влияние от закачки воды. По [75] определено время цикла: высокообводненных добывающих скважин в период работы нагнетательных скважин и наоборот - при прекращении закачки воды пуск их в работу, что приводит к дополнительной перемене направлений фильтрационных потоков и соответственно к более полному охвату пластов процессом заводнения. На основании предыдущего периода эксплуатации скважин с учетом результатов КВД определены направления повышенной трещиноватости коллектора и фильтруемости жидкости. Поэтому в июле 2004г. в каждую нагнетательную скважину было закачано по 12м3 композиции хлорида алюминия и лингосульфоната (4,5м3 товарной формы ГХА +1,2м товарной формы жидкого ЛГС + 6,3м сточной воды) реагирование 48 часов.[70] Закачка реагента проводилась перед циклом возобновления закачки воды в нагнетательные скважины.
