Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности геологического строения продуктивных пластов и влияние их на разработку нефтяных месторождений 10
1.1 Геолого-физические особенности строения продуктивных пластов месторождений в надсолевом комплексе Прикаспийской впадины 10
1.2 Виды неоднородности строения нефтяных залежей и их количественная оценка 24
1.3 Изменчивость состава и физических свойсів нефш и пласювой воды 30
Выводы 33
2. Особенности заводнения нефтяных месторождений на поздней стадии разработки 35
2.1 Особенности разработки нефтяных месторождений заводнением 35
2.2 Анализ эффективности разработки заводнением месторождений Эмбенского района 44
Выводы 54
3. Анализ влияния физико-химических методов воздействия ііа пласт ііа коііечііу10 нефтеотдачу 56
ЗА Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов 56
3.1.1 Методы, основанные на увеличении коэффициента вытеснения нефти из пористой среды 60
3.2 Методы увеличения коэффициента охвата продуктивного пласта воздействием
3.2.1 Методы увеличения охвата пластов, основанные на повышении вязкости нефтевытесняющего агента 60
3.2.2 Методы увеличения охвата пластов воздействием, основанные на повышении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых зон 65
3.3 Исследование эффективности методов регулирования заводнения на поздней стадии разработки месторождений Казахстана 72
Выводы 79
4. Исследования процессов вытеснения остаточной нефти из неоднородных пористых сред с использова нием мпдс при высокой минерализации пластовых вод 81
4.1 Постановка задач исследований 81
4.1.1 Физико-химические свойства водных растворов хлоридов алюминия и ацетата хрома
4.1.2 Физико-химические свойства водных растворов ПЛА 84
4.1.3. Физико-химические свойства металл полимерных комплексов 85
4.2 Влияние модифицирующих добавок на механизм флокуляции глинистых суспензий раствором полиакриламида 87
4.2.! Исследование флокуляции ишшстых суспензий її режиме стесненного оседания 88
4.3 Исследование реологических свойств МПДС 101
4.4 Обоснование применения алюмочлорида для модификации полимердисперсных систем, используемых для повышения нефгеотдачи высокообводненных пластов 108
4.5 Обоснование применения сшивающих агентов для модификации полимердисперсных систем, используемых для повышения нефтеотдачи пластов с высокоминерализованными водами 110
4.6 Исследования процессов вытеснения неф і и и* моделей неоднородных пластов, насыщенных высокоминерализованными водами с использованием модифицированных полимердисперсных
систем 115
Выводы 130
5. Промысловые испытания технологий увеличения конечной нефтеотдачи пластов с применением полимерсодержащих глинистых суспензий с добавлением модифицирующих химреагентов на месторождениях урало- Поволжья и Казахстана 133
5.1 Обоснование выбора объектов для испытания технологий 133
5.2 Программа промысловых испытаний 138
5.3 Результаты промысловых исследований эффективности МУН на основе применения ПДС, модифицированной комплексом солей многовалентных металлов (АМГ) на месторождениях Казахстана 150
Выводы 159
Основные выводы 161
Список использованной литературы 163
Приложение 172
- Геолого-физические особенности строения продуктивных пластов месторождений в надсолевом комплексе Прикаспийской впадины
- Анализ эффективности разработки заводнением месторождений Эмбенского района
- Методы, основанные на увеличении коэффициента вытеснения нефти из пористой среды
- Физико-химические свойства водных растворов хлоридов алюминия и ацетата хрома
Введение к работе
Сложное строение и наличие высокой неоднородности пород по проницаемости обуславливает ускоренное обводнение продукции нефтяных скважин и, тем самым, низкое значение конечной нефтеотдачи. Особенно низкие значения конечной выработки запасов нефти наблюдаются в водонефтяных зонах и в зонах развития пласта с высокой неоднородностью коллектора по проницаемости и начальной нефтенасыщенности. Таким образом, на поздней стадии разработки нефтяных залежей возникают две очень важные задачи: достижение высокой выработки запасов нефти и уменьшении попутно-добываемой нефти.
При всех способах гидродинамического воздействия на пласт, несмотря на прокачивание через пласт огромного количества воды, значительная доля запасов нефти остается в недрах вследствие непроизводительной фильтрации закачиваемых вод в продуктивный пласт, т.е. не производится полезная работа по вытеснению нефти из пласта.
Геолого-физические особенности строения продуктивных пластов месторождений в надсолевом комплексе Прикаспийской впадины
Анализ геолого-промысловых материалов по разработке отечественных и зарубежных месторождений показывает, что к основным геолого-физическим факторам, определяющим условия извлечения нефти из недр можно отнести следующие: геологическую неоднородность, литолого-минералогический (вещественный) состав, физико-химические свойства нефти и пластовой воды, условия их залегания.
Эффективность большинства методов заводнения и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) во многом зависит от состава и количества солей в пластовых водах и водах, используемых для приготовления технологических жидкостей. Резкое снижение их эффективности в условиях высокой минерализации обусловлено тем, что и при приготовлении, и при контакте технологических жидкостей с пластовыми водами происходит деструкция молекул, абсорбция химических реагентов, образование осадков, инверсия их структур и снижение нефтевытесняющей способности. Детальное исследование состава и свойств высокоминерализованных пластовых вод и их влияния на компоненты технологических жидкостей, применяемых в физико-химических методах повышения нефтеотдачи, является основой создания новых МУН, высокоэффективных в указанных средах [10].
Анализ научно-технической литературы по свойствам и составу пластовых вод месторождений бывшего СССР показал, что самые высокие значения минерализации пластовых вод характерны для Прикаспийской нефтегазовой провинции (НГП), где она на некоторых месторождениях достигает 680 г/л.
Прикаспийская НГП охватывает Прикаспийскую синеклизу площадью более 500 тыс. км , а также прилегающий к ней Бузачинский свод площадью около 12 тыс. км . Прикаспийская синеклиза представлена осадочным чехлом огромной толщины (до 20 км), характерной особенностью которого является наличие мощной (до 3-4 км в первичном залегании) соленосной толщи нижнепермского возраста, подразделяющей весь разрез на подсолевой и надсолевой структурно-формациоиные комплексы. В составе надсолевого (верхнепермско-четвертичного) комплекса выделяются две основные продуктивные толщи: верхнєпермско-триасовая и юрско-нижнемеловая.
В пределах Прикаспийской НГП учтено 107 месторождений, из них в Казахстане находится 81 (табл. 1.1) [11].
Промышленная нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом диапазоне - от среднего девона до верхнего плиоцена. В надсолевом комплексе продуктивны терригенные пермо-триасовые, юрские и меловые отложения, редко палеоген-неогеновые. Месторождения связаны с соляными куполами, антиклинальными и брахиантиклинальными складками (нарушенными и ненарушенными). Освоение Прикаспийской нефтегазоносной провинции было начато в начале 20-го века. Первое месторождение нефти Доссор было открыто в 1911 г., а уже в 1914 г. промысел Доссор дал 3 % всей добычи нефти в России [12]. В настоящее время в Республике Казахстан добыча нефти составляет 26 млн. т /год.
Для совершенствования методов заводнения с применением физико-химических МУН, разработанными для нефтеизвлечения из обводненных пластов с высокоминерализованными водами, были выбраны месторождения, эксплуатируемые ПФ "Эмбамунайгаз" (рис. 1.1).
Определяющими условиями выбора месторождений этого нефтегазодобывающего предприятия для анализа были: степень геологической изученности, преимущественно водонапорный режим работы залежей, продолжительность их эксплуатации, которая составляет от 13 до 70 лет, разные стадии эксплуатации месторождений, текущая нефтеотдача которых в настоящее время составляет от 0,002 (месторождение Кенбай) до 0,69 (месторождение Доссор), различная степень обводненности добываемой продукции - от 66,3 % (месторождение Ю.В. Камышитовый) до 97,0 % (месторождение Каратон) и широкий диапазон изменения минерализации пластовых вод от 67 г/л (месторождение Терень-Узюк) и до 680 г/л (месторождение Карсак).
По геологическому строению месторождения ПФ «Эмбамунайгаз» относятся к сложнопостроенным, так как расположены в зоне активной солянокупольной тектоники. Залежи относятся к пластовым сводовым, тектонически и литологически экранированным, коллекторы преимущественно терригенные, поровые. По величине начальных извлекаемых запасов 33 месторождения относятся к мелким (запасы менее 10 млн. т.) и только 6 месторождений (С. Балгимбаев, Ю. 3. Камышитовый, Карсак, Кенбай, Центральная и Восточная Прорва, Терень-Узюк) имеют запасы более 10 млн. т. Ниже приводятся характеристики некоторых месторождений ПФ «Эмбамунайгаз».
Месторождение Прорва расположено на юге Эмбенского нефтеносного района и приурочено к пологой брахиантиклинальной складке, вытянутой в широтном направлении, введено в разработку в 1963 г. Нефтегазоностность связана преимущественно с верхнеюрскими (келловейскими) отложениями, залегающими на глубине 2000-2500 м.
Продуктивный разрез сложен чередованием разнозернистых песчаников и алевролитов, имеющих пористость 17-25 %, проницаемость 0,050-0,500 мкм и глин.
По физико-химическим свойствам нефти продуктивных отложений сернистые, слабопарафинистые, смолистые, плотностью 820-900 кг/м3 и вязкостью 1,35- 3,60 мПа-с (при температуре 73 С).
Как следует из табл. 1.2, продуктивный пласт месторождения Западная Прорва имеет сложное геологическое строение, высокую неоднородность по разрезу, коллекторы характеризуются низкими ФЕС, что предопределяет неравномерность заводнения, неполный охват и низкую выработку пластов.
Газонефтяное месторождение Жанаталап является многопластовым, открыто в 1967 г., нефтегазоносность установлена в терригенных отложениях нижнемелового, среднеюрского и пермотриасового возрастов в интервале глубин 750-1570 м. В тектоническом отношении структура представляет собой скрытопрорванный соляной купол.
Анализ эффективности разработки заводнением месторождений Эмбенского района
В последнее десятилетие на месторождениях Эмбенского района, как и в целом по всему Казахстану, наблюдается непрерывное снижение запасов нефти. При этом уменьшение общих извлекаемых запасов нефти сопровождается увеличением доли трудноизвлекаемых.
На начальном этапе эксплуатации месторождений Эмбенского района нефть добывалась в режиме истощения. Падение пластового давления привело к необходимости введения в проекты разработок закачки воды. Основной задачей заводнения являлось наращивание объемов закачки с целью повышения пластового давления, т.е. энергии пластовых и закачиваемых вод для повышения охвата пластов заводнением и, в конечном итоге, увеличения нефтеотдачи пластов.
В табл. 2.6 представлено текущее состояние разработки некоторых месторождений Эмбенского района, из данных которой следует, что все они находятся на средней или поздней стадиях разработки, с текущей обводненностью продукции скважин от 66,3 до 98,1 %.
В табл. 2.7 приведены показатели разработки месторождения Карсак, разрабатываемого с I960 г. Заводнение на месторождении Карсак применяется в Ш-абсеноманском и IV-Среднеальбском горизонтах восточного поля, IV-Среднеальбском горизонте западного поля с наибольшими геологическими запасами. Из них отобрано от 86,5 до 91,6 % запасов от НИЗ, при этом текущая нефтеотдача составляет 0,29-0,41, Характерной особенностью данного месторождения является аномально высокое содержание солей в пластовых водах, превышающее 680 г/л, причем по горизонтам общая минерализация пластовых вод различается в десятки раз.
Как следует из данных табл. 2.7, высокая обводненность добываемой продукции характерна как для заводняемых горизонтов, так и для незаводняемых при низкой выработке запасов.
Ниже приводится анализ состояния разработки пяти месторождений: Терень-Узюк, Ровное, С. Балгимбаев, Ю.З. Камышитовый и Ю.В. Камышитовый, эксплуатируемых ПФ «Эмбамунайгаз». Из них два месторождения Терень-Узюк и С. Балгимбаев эксплуатируются более 35 лет, остальные - от 18 до 30 лет.
Произведена оценка зависимости темпа отбора нефти от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) указанных месторождений от безразмерного времени т, характеризующего степень промывки порового объема пласта. г= Я, (2.1) IAQ К J где SQ " суммарный объем добываемой жидкости, НБЗ - начальные балансовые запасы нефти. Безразмерное время, будучи величиной относительной, весьма удобно при сопоставлении и позволяет получить достаточно объективные результаты.
На рис. 2.1 приведена зависимость темпа отбора нефти от НИЗ от безразмерного времени, из которой следует, что в начальной стадии разработки темп добычи нефти достаточно высок. При г, равном 0,05, он на всех месторождениях превышает 4 %, за исключением месторождения Ю.В. Камышитовый, где он не превышает 2 %. Месторождение Терень-Узюк характеризуется стабильным темпом отбора нефти в интервале 7=0,1-0,7, он достигает 3,7-3,9 %. Максимальный темп отбора нефти, равный 3,4 %, (Ю.В. Камышитовый) и 11,95 % (Ровное) достигается в диапазоне т = 0,075 0,149, затем темпы отбора нефти монотонно снижаются, при 7=1,13-1,83, его значения на всех месторождениях не превышают 1 %. Годовой темп отбора нефти от НИЗ в 2003 г. лишь на месторождении Ровное превысил проектный, в остальных - темпы ниже предусмотренных технологическими документами.
Как следует из рис. 2.2, текущая нефтеотдача до значений т =0,5 имеет прямолинейную зависимость от безразмерного времени, при этом минимальное её значение на месторождении Ю.В. Камышитовый, которое составляет 0,169, и максимальное - на месторождении Ровном - 0,401. До значений 7=1,0 темп отбора нефти сохраняется высоким, и текущая нефтеотдача достигает значений 0,369-0,583. На старых месторождениях с длительностью эксплуатации более 30 лет фактическая текущая нефтеотдача ниже проектной. На месторождении С. Балгимбаев она ниже проектной на 6 % при двухкратной промывке пласта, а на месторождении Терень-Узюк на 21 % даже при семикратной промывке пласта (табл. 2.6).
На рис. 2.3 приведена зависимость обводненности добываемой продукции скважин от безразмерного времени. Темпы обводнения продукции скважин, как видно из анализа кривых, очень высоки, при 7=0,5 обводненность составляет 27,7-72,4 %, при 7=1,0 она на всех месторождениях превышает 80 %, в дальнейшем темп роста обводнения добываемой продукции не превышает 1 % в год.
Методы, основанные на увеличении коэффициента вытеснения нефти из пористой среды
Для этой цели применяют химические реагенты, улучшающие нефтеотмывающие свойства воды: поверхностно-активные вещества (ПАВ), кислоты, щелочи и различные композиции [2, 8-Ю].
Применение ПАВ основывается на повышении нефтеотмывающих свойств воды и активации полимерных и диффузных процессов вытеснения при снижении межфазного натяжения на границе раздела «нефть - вода» [8-Ю, 15, 48-50].
Адсорбируясь на поверхности капель нефти и породы, ПАВ препятствуют коалесценции капель и прикреплению их к породе. При низком поверхностном натяжении капли нефти легко деформируются, уменьшая тем самым работу, необходимую для проталкивания их через сужения пор [48]. Моющее действие водных растворов ПАВ проявляется по отношению к нефти, покрывающей поверхность породы тонкой пленкой, что приводит к разрыву пленки и диспергированию нефти в водной фазе, а также к стабилизации дисперсии. Адсорбируясь на поверхности раздела фаз и вытеснив активные компоненты нефти, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах пласта, благодаря чему ускоряется процесс капиллярного впитывания воды. В результате действия перечисленных факторов снижается давление нагнетания, уменьшается удельный расход воды, повышается воздействие на пласт, возрастает темп отбора нефти и уменьшаются сроки разработки.
В то же время, авторы работы [51] отмечают, что, несмотря на положительное воздействие оторочек ПАВ при заводнении пластов на текущую нефтеотдачу и уменьшение отбора воды, по промысловым данным однозначно оценить их эффективность затруднительно. Прирост коэффициента нефтеотдачи не превышает 2-5 %, что свидетельствует об ограниченных возможностях методов повышения нефтеотдачи, основанных только на принципе снижения межфазного натяжения. В пластовых водах с высоким содержанием солей, эффективность метода снижается, вследствие повышения поверхностного натяжения на границе «нефть - вытесняющая жидкость» в присутствие электролитов.
Эффективным методом увеличения коэффициента вытеснения является технология, основанная на закачивании сернокислотных отходов нефтеперерабатывающих предприятий - так называемая ал кил иро ванная серная кислота (АСК). Реагент в своем составе содержит серную кислоту (80-86 %), сульфокислоты (10-13 %), смолисто-маслянистые вещества (5-8 %) и карбоновые кислоты (0,5 %). Изначально метод применялся с целью повышения нефтеотмывающих свойств жидкости заводнения в результате внутрипластового сульфирования углеводородов, конечными продуктами которого являются поверхностно-активные вещества [50]. В высокоминерализованных пластовых водах эффективность применения АСК снижается, во-первых, уменьшается количество образующегося ПАВ, так как часть АСК расходуется на взаимодействие с солями, содержащимися в пластовых водах; во-вторых, снижаются отмывающие свойства ПАВ, вследствие повышения межфазного натяжения в присутствии электролитов.
Процессы вытеснения нефти щелочными растворами реализуются закачиванием в пласт 0,2-0,5 поровых объемов раствора щелочи с концентрацией 0,5 % и последующим нагнетанием воды. Применение щелочи для увеличения нефтеотдачи основывается на снижении поверхностного натяжения на границе вытесняющего агента с нефтью в результате химической реакции, приводящей к образованию в зоне контакта ПАВ - натриевых мыл. Они легко растворяются в пресной воде, закачиваемой после оторочки щелочи [51-53]. Образующиеся ПАВ резко снижают поверхностное натяжение на границе «нефть - раствор ПАВ» и повышают смачиваемость пород пласта водой. Метод применим только в пластах, содержащих нефть определенного состава. В высокоминерализованных средах пластовых вод эффективность метода резко снижается из-за затрудненного образования ПАВ.
Механизм процесса вытеснения нефти мицеллярными растворами (MP) определяется их физико-химическими свойствами. В силу того, что межфазное натяжение между мицеллярным раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, происходит ослабление влияния капиллярных сил. Ввиду небольшого опыта применения MP в нашей стране трудно судить об эффективности метода. Азнакаевский эксперимент по закачке MP показал сложность технологии и снижение продуктивности пласта [10]. Мицеллярные растворы являются стабилизированными микроэмульсиями со специально подобранными композициями. В присутствии минерализованных вод стабильность системы нарушается и происходит их расслоение.
Маповязкие высокоэффективные нефтевытесняющие агенты растворители нефти в различных модификациях - газ, газоводяные оторочки и др. продвигаются по наиболее проницаемым пропласткам и преждевременно прорываются в добывающие скважины из-за неоднородности коллекторов и неблагоприятного соотношения вязкостей жидкостей в пласте, что является причиной низкого коэффициента нефтеотдачи [8-Ю].
Физико-химические свойства водных растворов хлоридов алюминия и ацетата хрома
Как было показано выше, основные нефтяные месторождения Казахстана характеризуются сложным геологическим строением, осложнены тектоническими сбросами, изменением толщины продуктивных пластов в широких пределах (20 - 40 м), большой проницаемостной неоднородностью пород. Обводненность добываемой продукции достигла 90-95 % при незначительной выработке начальных геологических запасов нефти.
На процессы разработки существенное влияние оказывают высокая вязкость пластовых нефтей и аномально-высокая минерализация пластовых вод, достигающая 680 г/л.
Все эти факторы и предопределяют недостаточно высокую эффективность методов заводнения, не решается эта проблема и с применением технологий, хорошо зарекомендовавших себя на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири.
В связи с этим задача данных исследований состояла в обосновании применения химреагентов для разработки технологий на базе полимердисперсных систем для повышения нефтеотдачи пластов, насыщенных высокоминерализованными водами на основе изучения: 1) влияния физико-химических свойств, применяемых химреагентов на образование водоизолирующей массы в пластовых условиях; 2) взаимодействия химреагентов с компонентами продуктивного пласта; 3) физико-химических свойств полимердисперсных систем; 4) влияния минерализации и химического состава пластовых вод на свойства МПДС; 5) обоснования технологических параметров применения МПДС для повышения нефтеотдачи пластов, насыщенных высокоминерализованными водами.
В экспериментах были использованы водные растворы ПАА и модифицирующие добавки - хлористый кальций (СаСЬ), алюмохлорид (AlClj), ацетат хрома (Сг(СН3СОО)3) и бихромат калия Ка2Сг207 Выбор основывался на следующих свойствах модифицирующих добавок: 1) введение в водный раствор полиакриламида ионов многовалентных металлов Cu2+, А13 , Сг3 увеличивает его молекулярную массу и способствует гелеобразованию; 2) водные растворы этих реагентов легко фильтруются в пористой среде; 3) реагенты продолжительное время успешно применяются в нефтепромысловой практике для повышения нефтеотдачи пластов и обработки призабойных зон скважин.
Исследования физико-химических свойств химических продуктов и их растворов проводились в соответствии со следующими стандартами и методиками: 1) определение плотности - ГОСТ 18995.1-73 «Продукты химические жидкие. Методы определения плотности»; 2) определение вязкости ПАА - ГОСТ 11034-82 «Полиамиды. Метод определения числа вязкости разбавленных растворов»; 3) определение вязкости реагентов - ГОСТ 33-82 «Нефтепродукты. Метод определения кинематической и расчёт динамической вязкости»; 4) определение модуля упругости - ГОСТ 25276-82 «Полимеры. Метод определения вязкости ротационным вискозиметром при определении скорости сдвига»; 5) определение кажущейся вязкости - ГОСТ 18249-72 «Пластмассы. Смолы жидкие, эмульсии или дисперсии. Определение кажущейся вязкости по Брукфильду».
Модифицирующие ПДС добавки - хлориды алюминия и кальция, Сг(СНзСОО)з, бихромат калия Ка2Сг2С 7 закачиваются в скважины в виде водных растворов. В пластовых условиях при разбавлении закачиваемыми и пластовыми водами происходит гидролиз солей.
Гидролиз солей описывается следующими уравнениями: [Сг(Н20)6]3+ Сі(Н20)3ОН]2++Н ; (4.1) [Cr(H20)5OH]2+ =± [Сг(Н20)4(ОН)2]++Н+; (4.2) [Сг(Н20)4(ОН)2]+ [Сг(Н20)з(ОН)зИ-Г. (4.3) Необходимо отметить, что относится к числу ионов, в комплексах которых скорость гидролиза при 20-30С исчисляется часами, причём зависит она от природы лиганда. Время протекания реакции обмена лиганда ха на 50 % для комплексного лиганда [Сг(ЫН3)б] равняется 6,5 часам, для [Сг(Н20)б] -17-58 часам, а для [Cr(CN)6]3+-24-30 суткам [85], т.е. изменением лиганда можно регулировать время образования в пластовых условиях металл полимер ного комплекса.
Хлорид алюминия является солью, образованной многозарядным катионом слабого основания и анионом сильной кислоты, и гидролизуется ступенчато по следующей схеме [86]: [AI(H20)6]3t + H20 [А1(Н20)5ОН]2++ Н30+; (4.4) [A1(I I20)sOI 1]2+ + Н20 = [AI(I I20)5lOH2)f+Н30+; (4.5) [А1(Н20)5(ОН)2]++ Н20 — [АІ(Н20)5(ОН)з] + НзО АІ(ОИ)з + ЗН20 + НзО+. (4.6)
В зависимости от рН раствора ион А13+ находится в различных гидратированных формах. Комплексы ионов А13+ обладают высокой устойчивостью благодаря сильному поляризующему эффекту иона А13+ (большой заряд при малом размере).
