Содержание к диссертации
Введение
1 Опыт применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири 8
2 Анализ применения физико-химических технологи? повышения нефтеотдачи пластов с учетом особенностей геологического строения и разработки месторождений когалымского региона
2.1 Особенности геологического строения и разработки месторождений Когалымского региона 17
2.2 Анализ применения физико-химических технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Когалымского региона 35
3 Разработка осадкогелеобразующего состава на основе омыленной древесной 52
3.1 Химический состав ОДС и механизм осадкообразования 52
3.2 Изучение осадкообразующих свойств омыленной древесной смолы с солями многовалентных металлов 55
3.3 Изучение поверхностно-активных свойств омыленной древесной смолы 59
3.4 Испытание композиций омыленной древесной смолы на установках физического моделирования 64
3.4.1 Влияние реагента омыленной древесной смолы на фильтрационные параметры и коэффициент вытеснения нефти 66
3.4.2 Изучение осадкообразования в неоднородной пористой среде 68
3.4.3 Влияние циклической закачки осадкообразующих агентов на коэффициент роста фильтрационных сопротивлений 71
4 Изучение свойств мьдафипдрованньіх сшитых" полимерных составов 74
4.1 Исследование влияния наполнителей на свойства сшитых полимерных составов 75
4.1.1 Механизм образования гелей из растворов полиакриламида 75
4.1.2 Изучение седиментации наполнителя 78
4.1.3 Влияние наполнителей на гелеобразующую способность 81
4.1.4 Фильтрационные испытания составов с наполнителями 85
4.2. Исследование водонабухающих полимеров 92
4.2.1 Физико-химические исследования водонабухющего полимера 93
4.2.2 Реологические исследования ВНП 95
4.2.3 Фильтрационные испытания водонабухающего полимера 100
5 Опытно-промысловые испытания разработанных технологий 107
5.1 Опытно-промысловые испытания осадкообразующей технологии с применением омыленной древесной смолы 107
5.1.1 Характеристика участка внедрения 107
5.1.2. Проведение опытно-промышленных работ 109
5.1.3 Оценка эффективности применения технологии ОДС 112
5.2 Опытно-промышленные испытания технологии СПС с наполнителем 119
5.2.1 Характеристика участка внедрения 119
5.2.2 Проведение опытно-промышленных работ 121
5.2.3 Результаты опытно-промышленных работ по внедрению технологии сшитых полимерных составов с наполнителем 124
5.2.4 Статистический анализ влияния геолого-промысловых факторов на
эффективность воздействия 128
Заключение 133
Список использованных источников
- Особенности геологического строения и разработки месторождений Когалымского региона
- Испытание композиций омыленной древесной смолы на установках физического моделирования
- Влияние наполнителей на гелеобразующую способность
- Проведение опытно-промышленных работ
Введение к работе
Актуальность работы
В настоящее время применение современных и новейших технологий увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Западной Сибири рассматривается как средство повышения качества сырьевой базы. Основными из таких технологий являются гидроразрыв пласта (ГРП), бурение боковых стволов и горизонтальных скважин, а также оптимизация режимов работы скважины в виде форсированных отборов, что приводит к интенсивному гидродинамическому режиму, в результате которого увеличиваются темпы обводнения продукции и происходит неравномерная выработка пластов.
В условиях опережающей выработки активных запасов, которые, как
правило, сосредоточены в наиболее проницаемой части коллектора, особо
актуально использование потокорегулирующих методов воздействия на
пласт, позволяющих сдерживать прорывы воды по зонам с лучшими
фильтрационными свойствами и направлять движущую силу
закачиваемого агента на вытеснение нефти из низкопроницаемых слоев.
Применяемые методы потокорегулирующего воздействия не всегда учитывают особенности геологического строения пластов, текущее состояние разработки и не обеспечивают необходимого перераспределения потоков жидкости. В Когалымском регионе большинство месторождений характеризуются сложным геологическим строением, многопластовостью, высокой расчлененностью, слоистой и зональной неоднородностью, что снижает эффективность традиционных методов. Ввиду многообразия геолого-физических особенностей нефтяных месторождений достижение необходимых результатов возможно при использовании адресных технологий для конкретных условий.
В связи с этим важным направлением повышения эффективности методов увеличения нефтеотдачи является адаптация известных и
4 создание новых технологий воздействия на пласты с учетом особенностей их строения и свойств используемых материалов.
Цель работы
Совершенствование осадко-гелеобразующих методов увеличения нефтеотдачи с использованием полимерных и экстрактивных веществ для терригенных пластов с резко неоднородными коллекторскими свойствами.
Основные задачи исследований
1. Анализ эффективности применения потокорегулирующих
технологий повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) на месторождениях
Когалымского региона. Выявление факторов, влияющих на
результативность обработок.
2. Изучение возможности использования омыленной древесной
смолы в качестве щелочного агента осадкообразующей композиции для
повышения коэффициента нефтеизвлечения в резко неоднородных
пластах.
-
Совершенствование технологий ПНП на основе полиакриламида применительно к условиям скважин с высоким поглощением воды.
-
Опытно-промысловые испытания новых технологий.
-
Статистический анализ влияния геолого-промысловых факторов на эффективность воздействия разработанных технологий.
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались на основе анализа и изучения литературных, патентных и промысловых данных, а также обобщения опыта применения технологий ПНП. При проведении расчета эффективности технологий и анализа геолого-промысловых условий применения технологий ПНП использовался программный пакет геолого-гидродинамического моделирования «ТРИАС». Влияние геолого-промысловых факторов на эффективность воздействия разработанных технологий определялось методом регрессионного анализа.
В работе использованы экспериментальные методы изучения физико-химических, фильтрационных свойств в лабораторных условиях, моделирующих пластовые, и промысловые испытания разработанных композиций на объектах территориально-производственного предприятия «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»
Научная новизна работы
1. Определено влияние промысловых характеристик скважины
(коэффициент приемистости, гидропроводности) на эффективность
воздействия потокорегулирующих технологий. Уточнены граничные
геолого-физические условия их эффективного применения.
2. Установлены особенности взаимодействия экстрактивных
компонентов омыленной древесной смолы в поровом пространстве
терригенных пород с катионами поливалентных металлов, обусловленные
коагуляцией, сольватацией и комплексообразованием высших карбоновых
и смоляных кислот.
3. Выявлены закономерности объемного гелеобразования растворов
полимера акриламида в присутствии твердой дисперсной фазы.
4. Получена математическая зависимость эффективности
применения сшитых полимерных составов с наполнителем от геолого-
промысловых параметров скважины.
Практическая ценность работы и реализация
в промышленности Результаты проведенных исследований позволили выявить направления совершенствования использования потокоотклоняющих технологий в осложненных геолого-физических условиях месторождений Западной Сибири.
Разработана осадкогелеобразующая технология с использованием омыленной древесной смолы для регулирования фильтрационных потоков в условиях неоднородных пластов с повышенной температурой (патент 2217583 РФ).
6 Разработана новая рецептура композиции агрегативно-устойчивых сшитых полимерных составов с кремнеземным наполнителем (патент 2256785 РФ).
Результаты диссертационной работы использованы при составлении стандартов предприятий, временных инструкций, в частности:
СТП 5804465-133-2001. Осадкогелеобразующий состав ОДС для повышения нефтеотдачи пластов;
СТП 02-16-05. Технология изоляционных работ с использованием водонабухающего полимера (ВНП);
- Временная инструкция. Технология повышения нефтеотдачи
пластов с применением сшитых полимерных систем с наполнителями.
Предложенные составы внедрены на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы доложены на научно-практических конференциях: «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения» в г. Казани в 2001г., «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа» в г. Томске в 2001г., «Проблемы нефтегазового комплекса и пути повышения его эффективности» в г. Когалыме в 2001г.; отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ОАО Сибирского научно-исследовательского института нефтяной промышленности «Проблемы развития нефтяной промышленности» в г. Тюмени в 2003 г.; IV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов нефтяной и геолого-разведочной отрасли ХМАО в г. Когалыме в 2003г.; IV научно-технической конференции молодых ученых и специалистов организаций группы «ЛУКОЙЛ» в г. Калининграде в 2004г.; 8, 9, и 10-й научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» в г. Ханты-Мансийске в 2004-2006 годах, научно-технических совещаниях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2005-2007 годах.
7 Публикация результатов
По теме диссертации опубликовано 16 печатных работ, в том числе 14 статей, 2 из которых опубликованы в ведущих рецензируемых журналах в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ, и 2 патента РФ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, содержащего основные результаты и выводы, и списка литеартуры. Работа изложена на 147 страницах, содержит 35 таблиц и 35 рисунков. Список литературы включает 111 источников.
Автор выражает свою благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору Токареву М.А. и кандидату технических наук Галимову И.М. за научные консультации и ряд ценных идей, использованных в работе. Автор благодарит заведующего кафедрой Зейгмана Ю.В. и сотрудников кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета за помощь и поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертационной работы, а также сотрудников ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» за помощь в организации опытно-промышленных работ.
Особенности геологического строения и разработки месторождений Когалымского региона
Для высокотемпературных пластов Западной Сибири существуют технологии на основе солей алюминия и карбамида - ГАЛКА, РВ-ЗП-1, Термогель, разработанные ИХН СО РАН и НИИнефтеотдача. В основе применения указанных композиций лежит принцип внутрипластового гелеобразования. В них используется способность системы непосредственно в пласте генерировать неорганический гель и углекислый газ. При повышенной температуре в этой системе протекает гидролиз карбамида с образованием аммиака и углекислого газа, сопровождающийся постепенным увеличением рН раствора. По достижении определенного порогового значения рН происходит практически мгновенное образование геля гидроокиси алюминия [39, 56-62].
Описанные структурообразующие составы отличаются умеренной ценой, высокой термостабильностью, невысокой вязкостью и легкой фильт-руемостью в пористую среду. Однако необходимо отметить, что гидрогели коагуляционной структуры имеют низкую устойчивость к механическим деструктивным факторам, таким как репрессии, нагнетание воды и пр.
Значительное развитие имеют методы, основанные на образовании осадков и гелей в пористой среде за счет смешения реагентов, закачиваемых последовательно, либо взаимодействия закачиваемого реагента с пластовыми флюидами и породой, так называемые композиции осадкогелеобразующих реагентов (КОГОР) [63-74].
Данные технологии базируется на широком наборе доступных осадкогелеобразующих реагентов, позволяющем получать композиции с различ ной закупоривающей способностью. Условием подбора технологии воздействия является получение осадка или геля в известных пластовых условиях в объеме не менее 30 % объема закачанной композиции. Рецептура композиции выбирается с учетом геолого-промысловых условий.
Технология заключается в последовательной закачке растворов осад-кообразователя и структурообразователя. Первая оторочка состоит из растворов соединений щелочных металлов, в том числе ранее известных силикатов, карбонатов, гидроокисей и их смесей, а также растворов органических соединений (гивпан, лигнин) легко полимеризующихся в пластовых условиях с образованием гелей или твердых осадков. Второй осадкогелеобразую-щей оторочкой служит минерализованная вода, содержащая до 40 % солей поливалентных металлов (хлорид кальция, хлорид магния, хлорид алюминия и др.). Осадкогелеобразующие оторочки для предотвращения их смешивания в процессе закачки в скважину изолируют оторочкой пресной воды, приготовленного на пресной или пластовой воде.
По литературным данным [75-76] в высокопроницаемых и трещиноватых коллекторах осадкогелеобразующие реагенты закачиваются с природными наполнителями. В качестве наполнителей рекомендуются глина, древесная мука, ил, порошкообразные отходы производства. Наполнители вводятся в первую или во вторую осадкогелеобразующую оторочку в виде тонкой суспензии или суспензия наполнителя в пресной воде закачивается в виде изолирующей оторочки.
Для извлечения остаточной капиллярно-удерживаемой и пленочной нефти используются нефтевытесняющие технологии, которые основаны на применении поверхностно-активных веществ, и; их композиций с кислотными или щелочными реагентами.
Механизм действия нефтевытесняющих композиций на основе ПАВ заключается в основном в снижении межфазного натяжения на границе раздела фаз -и- уменьшении краевого-угла избирательного-смачивания. Под дей-ствием ПАВ интенсивнее происходит диспергирование нефти в воде и ста билизация образующейся дисперсии. Применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации поверхности горной породы. Кроме того, ПАВ, адсорбируясь на структурообразующих компонентах нефти, ослабляют взаимодействие между ними, что ведет к снижению вязкости нефти [3, 56, 63, 77-84].
Экспериментальный материал, полученный различными исследователями в лабораторных условиях, показывает, что добавка ПАВ к закачиваемой воде при концентрации до 0,05-1% приводит к увеличению коэффициента вытеснения до 6 % по сравнению с обычным заводнением [1]. При фильтрации растворов ПАВ в пористой среде под действием сил молекулярного притяжения поверхностно-активные вещества выпадают из водного раствора и оседают на твердой поверхности пористой среды. Этот процесс в значительной мере определяется удельной поверхностью и адсорбционной активностью поверхности пористой среды.
В основном применение ПАВ производится двумя способами — длительная закачка болынеобъемных растворов ПАВ низкой концентрации или разовая малообъемная обработка концентрированным раствором ПАВ.
Опыт применения нефтевытесняющих композиций показывает, что наиболее эффективны для увеличения нефтеотмывающей способности воды составы на основе неионогенных ПАВ в сочетании с анионактивными или катионактивными ПАВ. Наряду с композициями ПАВ известно применение кислых и щелочных реагентов, способных образовывать поверхностно-активные соединения при взаимодействии с компонентами нефти [31, 56, 85].
В чистом виде нефтевытесняющие технологии в настоящее время на месторождениях Западной Сибири не используются. Однако, реагенты на основе поверхностно-активных веществ широко распространены в технологиях комплексного действия. В таких технологиях ПАВ используются для снижения межфазных взаимодействий на границе порода-нефть-вода или вязкости нефти, изменения смачиваемости породы,.а также для увеличения проникающей способности составов. По мнению ряда авторов [6, 86-89] наиболее перспективны технологии комплексного воздействия, в которых сочетается повышение охвата пласта и увеличение коэффициента нефтевытеснения.
Комплексные технологии используются в следующих видах [90]: - Технологии, содержащие композицию реагентов с нефтевытесняю-щими и водоизолирующими свойствами. В таких технологиях в водоизоли-рующие композиции дополнительно вводят моющий реагент на основе ПАВ. Данные технологии направлены на перераспределение фильтрационных потоков и доотмыв пленочной нефти. В основном по такому принципу модифицируются описанные выше потокоотклоняющие технологии - сшитые полимерные системы [31], полимер-дисперсные составы [88, 90] , составы на основе жидкого стекла и алюмосиликатов, а также интенсифицирующие композиции, например, ПАВ-кислотный состав, кислотный поверхностно-активный состав [91], кислотная микроэмульсия, композиции ИХН [92].
- Две последовательно проводимые технологии с водоизолирующим и интенсифицирующим действием. Данные технологии предназначены для изоляции обводненных пропластков путем их блокирования и интенсификации нефтенасыщенных зон в неоднородных коллекторах. Комплексное воздействие на призабойную зону нефтевытесняющими композициями и изолирующими составами в анизотропных пластах позволяет перераспределять фильтрационные потоки и снизить фильтрационные сопротивления в мало выработанных нефтенасыщенных зонах. Комплексное воздействие реализуется при совместном применении потокоотклоняющих и интенсифицирующих, либо нефтеотмывающих технологий.
Испытание композиций омыленной древесной смолы на установках физического моделирования
Пласты группы БСю-п Южно-Ягунского месторождения залегают на глубинах 2300-2500 м. Объекты литологически хорошо выдержаны, прослеживается в виде нескольких прослоев. В центральной части залежи встречаются зоны замещения коллекторов. Залежи пластово-сводовые с коллекторами порового типа.
Пласты группы БСю_ц характеризуются высокой степенью неоднородности коллекторских свойств. В первую очередь это выражается в широкой вариации значений проницаемости (рисунок 2.2). По данным керновых исследований имеет место различие в проницаемости соседних образцов, отобранных для исследования с минимальным расстоянием друг от друга, в несколько раз.
Нефтенасыщенные толщины по пластам БСш-п изменяется от 0 до 32 метров, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 3,9-8м. проницаемость - от 0,058 до 0,2667 мкм ; средняя нефтенасыщенность составляет 44 - 62 %; плотность нефти изменяется от 0,838 до 0,853 г/см3, коэффициент нефтеизвлечения (КИН): 0,405-0,507 д.е. Пласты БСю-п Южно-Ягунского месторождения характеризуются низкими нефтенасыщенными толщинами, невысокой расчлененностью, ухудшенными коллекторскими свойствами.
Коллекторы пластов БСю-и Дружного месторождения характеризуются достаточно высокой зональной неоднородностью, низкой начальной нефтенасыщенностью, высоким коэффициентом песчанистости. Залежи на большей своей площади подстилаются контактной пластовой водой.
В пределах пластов БСю-н Дружного месторождения выделено три залежи. Пласт БСю1 является наиболее выдержанным по площади, имеет преимущественно монолитное строение, иногда расчленяясь 1-2 маломощными прослоями непроницаемых пород. Пласт БСю по площади месторождения представлен не повсеместно.
Карта проницаемости, пласт БСю Южно-Ягунское месторождение Зона развития коллектора приурочена к центральной части основного купола. К замку складки толщина коллектора сокращается вплоть до полного замещения. По пласту БСц своду центральной залежи соответствуют малые толщины пласта, к замку складки толщина пласта увеличивается, достигая 10 м. Продуктивный пласт БСц является наиболее литологически выдержанным и характеризуется наибольшими средними эффективными толщинами (6.3 м).
Эффективная толщина по пластам меняется в пределах 6,0 — 7,3 м; пористость - от 20 до 23%; проницаемость - от 0,07 до 0,45мкм ; средняя нефтенасыщенность составляет 52 - 65%; плотность нефти изменяется от 0,84 до 0,86г/см ; коэффициенты нефтеизвлечения (КИН) - от 0,3 до 0,5.
В пределах пласта АВі_з Вать-Еганского месторождения выделена одна залежь нефти, приуроченная к собственно Ватьеганской структуре. Коллекторы пласта представлены толщей песчаников и глин прибрежно-морского генезиса. Пласты АВі_3 характеризуются невыдерженностью толщин. Зона повышенных значений эффективных толщин находится в пределах явно выраженного палеорусла, которое простирается с запада на восток и с севера на юг в центральной части месторождения (рисунок 2.3).
Суммарные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 2 до 35 м, среднее значение составляет по НЗ - 17,22 м, по ВНЗ - 10,2. Однако необходимо отметить, что по пласту наблюдаются невысокие значения проницаемости. Так 30% скважин имеют проницаемость ниже ЮОмД, среднее значение по всему фонду — 120 мД. Значения коээфициентов песчанистости и расчлененности колеблется в широких пределах 0,1-1,0 и 1-18 соответственно.
Карта эффективных толщин, пласт АВ 1-3 Вать-Еганское месторождение Эти тела имеют различное площадное распространение, изолированы друг от друга достаточно мощными глинистыми перемычками. Выделенные клиноформные залежи нефти являются пластового-сводовыми, литологически-экранированными. Но поскольку они эксплуатируются единой сеткой скважин и в промысловых данных добыча нефти не разделена между клиноциклитами, то горизонт БВз-ю представляется как единый объект.
Особенности строения залежи, обусловлены ее приуроченностью к границе между шельфовой и депрессионно-склоновой областями бассейна. В пределах шельфа пласты имеют субгоризонтальное строение, а в депрессионно-склоновой области характеризуются преимущественно мегакосослоисным залеганием. По структуре запасов только 14% содержится в песчаном коллекторе. Остальные запасы сосредоточены, в основном, в алевролитах, что определяет их более низкую продуктивность (рисунок 2.4). Осложняет выработку запасов очень высокая степень прерывистости подошвенной и краевой части залежи. Средняя нефтенасыщенная толщина по пласту составляет 13,6 м, проницаемость — 0,06 мкм , пористость -0,19д.е., коэффициент расчлененности - 9.
Таким образом, краткий анализ особенностей геологического строения залежей Когалымского региона показывает: месторождения отличаются сложной геологической структурой и характеризуются широким спектром значений геолого-физических параметров. По причине высокой зональной и послойной неоднородности для большинства пластов доля трудноизвлекаемых запасов нефти значительна.
Влияние наполнителей на гелеобразующую способность
Результаты исследований показали, что для осаждения омыленной древесной смолы оптимальная концентрация оксихлорида алюминия составляет 10 % (жидкой товарной формы); оптимальная концентрация хлористого кальция составляет 5-7% (по основному веществу). При этом для обеих солей оптимальной концентрацией ОДС является 15-20 %.
Изучение поверхностно-активных свойств омыленной древесной смолы Характер влияния композиций химреагентов в пористой среде обуславливается, наряду с процессами осадкообразования, процессами молекулярных взаимодействий на границе с нефтью и породой. Поверхностная активность веществ проявляется в способности снижения межфазного натяжения, образованием мицелл, солюбилизации, стабилизации дисперсных систем.
Межфазное натяжение на границе жидкость-жидкость измеряли методом отрыва кольца на тензиометре TD 1 LAUDA. Для определения межфазного натяжения реагент вводили в водную фазу в соответствующих концентрациях. Исследования поверхностной активности проводили на примере пластовой нефти и воды Дружного месторождения, а также очищенного керосина. Результаты изучения межфазного натяжения приведены в таблице 3.2 и на рисунке 3.3.
Исследуемый реагент омыленной древесной смолы является водорастворимым соединением, молекулы которого состоят из гидрофобных углеводородных радикалов и гидрофильных полярных групп, обеспечивающих ми-целлярное растворение всего соединения в воде. При образовании мицелл гидрофильные группы обращены к растворителю, а гидрофобные радикалы во внутрь, образуя ядро мицеллы. Определенное ориентирование дифильных молекул обеспечивает минимальное межфазное натяжение на границе мицелла — среда.
Наряду с существованием дифильных молекул реагент омыленная древесная смола имеет щелочную среду рН=13,5. Щелочные растворы реагируют с гетероорганическими кислотными соединениями нефти с образованием комплексов-ассоциатов, которые увеличивают растворимость воды в нефти, обладают поверхностно-активными свойствами и обуславливают низкое межфазное натяжение на границе фаз.
Наибольшее снижение межфазного натяжения на границе со щелочными растворами дает высокоактивная нефть, содержащая наибольшее количество смол и гетероорганических соединений [82]. Согласно классификации Малышека В.Т. исследуемые нефти относятся к активным. Щелочной рас твор омыленной древесной смолы снижает межфазное натяжение до 1,5мН/м.
Степень снижения межфазного натяжения определяется концентрацией реагента. Минимальное межфазное натяжение наблюдается при концентрациях выше критической концентрации мицеллообразования (ККМ). Увеличение концентрации ПАВ после достижения ККМ не влияет на поверхностную активность. В точке ККМ достигается максимальное снижение межфазного натяжения, поэтому, чем ниже ККМ, тем эффективнее поверхностно-активные свойства реагента. Графическая зависимость межфазного натяжения от концентрации реагента ОДС при 70 С представлена на рисунке 3.3.
Проведенные исследования показали, что критической концентрацией мицеллообразования является 0,5-1% ОДС, при этой концентрации происходит максимальное снижение межфазного натяжения. По результатам изучения поверхностно-активных свойств ОДС можно сделать вывод о межфазной активности реагента на границе с нефтью. Существенную роль в процессах фильтрации флюидов в пористой среде оказывает адсорбция закачиваемых реагентов на скелете породы. Величина адсорбции зависит от вида нефтеносной породы и в значительной мере определяется удельной поверхностью и адсорбционной активностью поверхности пористой среды.
В терригенном коллекторе при проницаемости 0,5-1,0 мкм удельная поверхность составляет 3,5 м /см , при проницаемости 0,01-0,001мкм - 15,1 м /см .
Изучение адсорбции омыленной древесной смолы проводили в статических условиях по методике, которая состоит в определении количества адсорбированного реагента поверхностью молотой породы при достижении равновесия. Для достижения адсорбционного равновесия колбы с раствором ОДС и керна встряхивают в течение 2 часов с частотой 140 колебаний в минуту. Исследования проводили на молотом керне Дружного месторождения и кварцевом песчанике с удельной поверхностью 1 м /г. Характеристика породы приведена в табл. 3.3.
Проницаемость, мкм 0,676 Плотность минералов, г/см 2,67 Определение концентрации реагента ОДС проводили тензиометриче-ским методом, в котором концентрацию определяли по калибровочной кривой поверхностного натяжения на границе с воздухом. Результаты исследований приведены в таблице 3.4. Для сравнения в таблице приведены значения статической адсорбции для щелочи и ПАВ МЛ-816.
Вопросы адсорбции индивидуальных ПАВ широко освещены во многих работах. Адсорбция предопределяет изменение концентрации молекул на поверхности раздела фаз. Постепенное увеличение поверхностной концентрации адсорбированных молекул приводит к насыщению адсорбционного слоя, который может быль моно- или мультимолекулярным. При этом свойства молекул в условиях адсорбционного слоя кардинально изменяются по сравнению со свойствами того же вещества в объемных условиях. Равновесие адсорбционного слоя достигается в результате молекулярного обмена с внешней средой и определяется условием равенства скоростей адсорбции и десорбции.
Как показали исследования наряду с адсорбцией из мицеллярных растворов при концентрации выше ККМ, для реагента ОДС наблюдается адсорбция из разбавленных растворов с равновесной концентрацией ниже критической концентрацией мицеллообразования. Резкое возрастание адсорбции характерно для растворов с концентрацией реагента свыше ККМ, что связано с образованием слоистых агрегатов в равновесном адсорбционном слое.
Для обоснования основных параметров технологии на основе ОДС проведены фильтрационные исследования по вытеснению нефти из терри-генных коллекторов осадкообразующей композицией. В экспериментах моделировали условия пористой среды с длительной закачкой воды в нефтена-сыщенный гидрофильный коллектор. Связанная вода создавалась методом центрифугирования. Опыты проводили при температуре 78 С, соответствующей средней пластовой.
В исследованиях использовали образцы естественного кернового материала Дружного месторождения пласт БС 10. Моделирование влияния химреагентов на процессы вытеснения нефти производили на составных образцах, подготовленных в соответствие с требованиями ОСТ 39-195-86. В качестве пластовых флюидов использовали изовискозную модель нефти, приготовленную добавлением керосина к дегазированной безводной нефти. Вязкость модели нефти при пластовой температуре составляла 1,53 мПас. В качестве вытесняющего агента использовали пластовую воду с общей минера у лизацией 20г/дм и вязкостью в пластовых условиях 0,4мПас.
Методика проведения экспериментов состояла в следующем. На первом этапе производили вытеснение нефти в пластовых условиях закачиваемой водой до 100 %-ной обводненности продукции на выходе. После завершения вытеснения нефти в модель пласта вводили оторочки осадкообразующей композиции. После чего модель подключалась под фильтрацию воды до стабилизации фильтрационных характеристик. Закачку воды осуществляляли при постоянном расходе жидкости. В качестве контролируемого параметра определяли перепад давления. Эксперименты проводили на установке, схема которой приведена на рисунке 3.4.
Проведение опытно-промышленных работ
Методика проведения экспериментов заключалась в ведении в подготовленный керн с соответствующей водо-, либо нефтенасыщенностью тампонирующей композиции в режиме скважина-пласт, выдержки модели на структурирование в течение 24 часов в пластовых условиях. После чего модель подключается под фильтрацию вытесняющего агента в режиме пласт-скважина и определяется давление начала фильтрации, фазовая проницаемость и сопротивление создаваемое композицией.
Для испытаний водонабухающего полимера использовали ВНП-415 в концентрации 1 % масс, который предварительно в течение 4-5 часов выдерживали в пресной воде до максимального набухания.
Фильтрационные эксперименты проводили на линейных керновых моделях как водонасыщенных, так и нефтенасыщенных с погребенной водой. Так же, был проведен эксперимент на объемной модели для моделирования послойной неоднородности с целью изучения селективности распределения тампонажного состава. Результаты экспериментов приведены в таблице 4.10 и 4.11.
Закачка раствора ВНП протекает при повышенных градиентах давления, при этом в нефтенасыщенный керн введение ВПН затруднено из-за различной смачиваемости гидрофобной породы и гидрофильного состава.
После выдержки системы при начальных градиентах давления, сопоставимых с базовым заводнением, фильтрация через керны занятые ВПН не наблюдается. Как известно, гелевые структуры характеризуются предельным напряжением сдвига, при превышении которого происходит частичное разрушение геля и возникает его течение. При этом фильтрация наступает при достижении определенного градиента давления, так называемого начального градиента давления, который определяется как перепад давления, отнесенный к единице длины керна.
Согласно проведенным исследованиям сдвиговое разрушение ВНП в во-донасыщенном керне с абсолютной проницаемостью 1,800 мкм происходит при 0,24 МПа/м, что в 24 раза превышает давление фильтрации воды. Сдвиговое разрушение ВНП в нефтенасыщенном керне с абсолютной проницаемостью 0,136 мкм происходит при 0,73 МПа/м, что в 7,3 раза превышает фильтрацию нефти. Из сопоставления данных параметров видно, что в водонасыщенном керне ВНП удерживается прочнее и его сдвиговое напряжение выше, что свидетельствует о селективности технологий ВНП. В водонасыщенном керне ВНП снижает фазовую проницаемость по воде в момент начала фильтрации в 1085 раз. Впоследствии сдвиговых разрушений происходит разрушение гелевой структуры и выдавливания частиц геля из керна. После чего фактор остаточного сопротивления в водонасыщенном керне составляет 205 единиц.
Для установления селективности действия ВНП был проведен эксперимент на объемной модели пласта, состоящий из двух линейных колонок, одна из которых высокопроницаемая водонасыщенная, вторая — низкопроницаемая насыщенна нефтью с погребенной водой. Отношение абсолютных проницаемо-стей колонок составляет 7 единиц, отношение же фазовых проницаемостей колонок отличалось в 16 раз. В данную модель через общий вход вводили композицию ВНП в режиме скважина-пласт. Результаты приведены в таблице 4.2.4.
При закачке в водонасыщенную колонку попало в 2 раза больше реагента, чем в нефтенасыщенную. После выдержки системы на структурирование сдвиговое разрушение ВНП в водонасыщенной колонке протекает при более высоких градиентах давления по сравнению с нефтенасыщенной. В нефтена-сыщенной колонке фильтрация наступает практически при давлении закачки нефти до композиции. Фактор остаточного сопротивления, показывающий отношение проницаемостей до закачки и после, характеризует тампонирующую способность. Так, при одновременной закачке в водонасыщенную колонку и в нефтенасыщенную, реагент воздействует практически только на водную колонку и создает в ней сопротивление порядка 1500 единиц. В то же время, в нефте насыщенной колонке снижение фазовой проницаемости по нефти произошло в 2,5 раза.
Таким образом, проведенные фильтрационные исследования показали селективную водоизолирующую способность водонабухающего полимера - он более эффективен в водонасыщенном керне. В высокопроницаемых кернах, где существующие технологии (СПС, ГОС, ВУС) малоэффективны, водонабухаю-щий полимер ВНП-415 способен создавать и выдерживать высокие фильтрационные сопротивления вытесняющего агента.
Похожие диссертации на Совершенствование потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи терригенных коллекторов
