УДК 622.276.6 © Коллектив авторов, 1998
А.Ш.Газизов, Л.А.Галактионова, В.С.Адыгамов, А.А.Газизов (ОАО «НИИнефтепромхим»)
A.Sh.Gazizov, L.A.Galaktionova, V.S.Adigamov, A.A.Gazizov (OAO "NlIneftepromhim")
Применение
полимердисперсных систем
и их модификаций
для повышения нефтеотдачи
Application of polymer-dispersed systems and their modifications for oil recovery enhancement
Package of technologies, utilizing modified polymer-dispersed systems, has been developed. Results of their application on the fields of Tatarstan and West Syberia are presented. The possibility is stated for recovery of incremental oil from heterogenous carbonate reservoirs by increasing filtration resistance of water flooded zones due to injection of polymer-dispersed system and its modifications
/
арактерными особеи-ностями методов разработки нефтяных месторождений с применением заводнения являются опережающее обводнение высокопроницаемых прослоев, вызванное неоднородностью по проницаемости нефтеводонасыщенно-го коллектора, образование обширных промытых зон, целиков нефти и в конечном счете неполный охват коллектора воздействием при конечном коэффициенте извлечения нефти (КИН), равном 0,3 - 0,5 [1, 2]. Закачиваемая в пласт вода продвигается преимущественно по зонам с наименьшим фильтрационным сопротивлением: высокопроницаемым прослоям, системам трещин и др. Добывающие скважины нередко обводняются
полностью, в то время как еще значительная часть продуктивного горизонта не выработана. Ранний прорыв воды в добывающие скважин по трещинам наиболее характерен для карбонатных коллекторов с вязкими нефтями.
Освоение остаточных запасов нефти в системе разработки месторождений включает комплекс технологических мероприятий, основные из которых - бурение дополнительных скважин, гидродинамические, физико-химические, тепловые методы и др. Эффективное их применение ограничивается неравномерным движением закачиваемых в пласт нефте-вытесняющих агентов в неоднородном нефтеводонасыщенном коллекторе. В этих условиях более надежным способом
повышения нефтеотдачи является ограничение фильтрации воды в промытых зонах пласта.
Одно из основных направлений решения этой проблемы базируется на применении полимердисперсных систем (ПДС), принцип действия которых основан на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон пласта образующимися полимерминеральными комплексами. Это снижает степень неоднородности пласта и повышает охват его заводнением. Под действием ПДС в продуктивном пласте перераспределяются фильтрационные потоки как по разрезу, так и по площади залежи, подключаются неработающие прослои и увеличивается продуктивность скважин, а в ито-
Таблица 1
Объединение Месторождение Год начала Число Длительность Дополнительная добыча
внедрения участков эффекта, мес. нефти, тыс.т
технологии на одну обработку общая
"Лукойл-Лангепаснефтегаз" Локосовское, Урьевское, Поточное, Лас-Еганское, Покачевское,Южно-Покачевское 1986 218 4-32 4,180 911,200
"Нижневартовскнефтегаз" Самотлорское 1986 123 5* и более 5,400 664,1
"Сургутнефтегаз" Федорское 1988 91 В среднем 9,5 2,731 248,683
"Красноленинскнефтегаз" Талинское 1990 13 3-9* 2,477 32,200
"Когалымнефтегаз" Повховское 1990 8 2-12* 0,785 6,280
"Татнефть" Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское 1981 492 6-36* 2,188 1076,356
"Башнефть" Четырманское, Арланское, Сатаевское, Серафимовское, Игровское, Южно-Максимовское, Шкаповское, Воядинское 1986 21 1,457 30,6
"Пермнефть" Павловское 1994 3 3* 1,0
Итого: 969 2970,419
* Эффект продолжается.
12 2/1998
Таблица 2
Показатели Технология применения модифицированных ПДС в нагнетательных скважинах
ПДС с алюмо-хлоридом ПДС с ПАВ ПДС со стабилизирующими добавками ПДС с Caa2 ПДС с №2С03
Число участков 33 11 15 14 6
Дополнительная добыча нефти, тыс.т: всего на один участок 93,989 2,848 131,2 11,92 13,217 0,880 27,856 1,990 10,080 1,680
Длительность эффекта (в среднем), мес 4-48 15,5 3-11 4-36 2-14
ге - конечный КИН [3-6]. Опытно-промышленные работы, проведенные на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири, показали высокую эффективность ПДС: за 15 лет было дополнительно извлечено свыше 2,9 млн. т нефти (табл. 1).
Многообразие геолого-физических условий продуктивных пластов, переход разрабатываемых месторождений на более позднюю стадию и создание тем самым более трудных условий выработки остаточных запасов нефти обусловили необходимость создания новых технологий повышения нефтеотдачи пластов.
Дальнейшие научно-исследовательские работы, проведенные для повышения эффективности применения ПДС как базового метода на основе усовершенствования характеристик и свойств технологической жидкости, позволили разработать комплекс технологий с применением модифицированных ПДС [7]. Разработанные технологии были испытаны на опытных участках добывающих и нагнетательных скважин при обводненности 5099%. В табл. 2 приведены показатели применения модифицированных ПДС на месторождениях Татарстана и Западной Сибири. В 1992-1996 гг. модифицированные ПДС были закачаны на 79 участках скважин месторождений со сложными геолого-физическими условиями, в том числе месторождений Татарстана (на 50 участках). Дополнительная добыча нефти составила 276,342 тыс. т, в том числе на месторождениях Татарстана -
122,708 тыс. т.
Полученные результаты указывают на огромные возможности разработанных технологий в сложных условиях эксплуатации месторождений. Например, для технологии ПНП с применением ПДС с алюмохлоридом достигнутые при внедрении показатели на 30-50% выше по сравнению с базовой технологией применения ПДС.
Особо следует подчеркнуть перспективность применения ПДС и их модифи-
каций в продуктивных карбонатных пластах, проблема повышения нефтеотдачи которых - одна из самых сложных.
При заводнении продуктивных карбонатных пластов, характеризующихся наличием множества трещин в сочетании с низкопроницаемой матрицей и повышенной вязкостью нефти, зоны с низкими коллекторскими свойствами остаются не-выработанными. Наличие макротрещин и высокопроницаемых зон в коллекторе предопределяет преждевременный прорыв по ним нефтевытесняющего агента. Для увеличения охвата воздействием карбонатных пластов предложены ПДС.
Экспериментальные исследования по разработке технологии воздействия на продуктивные пласты в карбонатных отложениях проводились на базе закономерностей, полученных при исследованиях терригенных пород [3-5,7].
Ранее проведенными исследованиями было установлено, что при взаимодействии глинистых частиц размером 2-6 мкм с ПАА образуются глинополимерные комплексы размером 10-150 мкм. Этого достаточно для заполнения наиболее крупных пор и микротрещин не только песчаника, но и карбонатных отложений [5]. Однако карбонатам присущи более высокие адсорбционная способность и химическая активность по сравнению с песчаниками, что требует более тщательного изучения механизма воздействия ПДС на карбонатные пласты, в том числе моделированием пластовых процессов. Все экспери-
1
0 2 4 6
Проницаемость, мкм2
Рис.1. Зависимость остаточного фактора сопротивления от проницаемости пористой среды для терригенных (1) и карбонатных (2) пластов
менты по изучению влияния ПДС на фильтрационные характеристики пористой карбонатной среды и нефтеотдачу выполнялись на моделях неоднородного нефтяного пласта, представленного двумя прослоями различной проницаемости. Соотношение проницаемостей прослоев подбиралось с учетом гидродинамических параметров моделируемого пласта. Пористой средой являлся молотый карбонатный керн башкирского горизонта. Для ее насыщения использовали натуральную пластовую воду и нефть башкирского горизонта, разбавленную до пластовой вязкости, равной 19,8 мПас.
Первичное заводнение моделей пластов при постоянном расходе нагнетаемой воды проводилось до полного обводнения продукции, отбираемой из высокопроницаемого прослоя, и стабилизации фильтрационных характеристик. В этих условиях закачивали растворы химических реагентов с последующим возобновлением прокачивания воды.
Эффективность воздействия на неоднородные пласты оценивалась по остаточному фактору сопротивления и приросту коэффициента нефтеотдачи по сравнению с базовым заводнением. Полученные данные сравнивались с результатами аналогичных исследований, проведенных на моделях неоднородного пласта с пористой средой из молотого кварцевого песка и вязкостью нефти, равной 3,8 мПас.
По результатам проведенных исследований установлено:
^ остаточный фактор сопротивления, создаваемый в пористой карбонатной среде ПДС, так же как и для песчаников возрастает с увеличением проницаемости (рис.1.);
у блокирование высокопроницаемого прослоя ПДС и ее модификациями приводит к перераспределению скоростей фильтрации по прослоям и повышению нефтеотдачи пласта (табл. 3);
^ прирост коэффициента нефтеотдачи возрастает с увеличением степени неоднородности;
^ повышение эффективности ПДС возможно за счет ее модифицирования химическими реагентами (рис.2).
Таким образом, установлена возможность извлечения дополнительной нефти из неоднородных карбонатных пластов путем повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон (трещин) закачиванием ПДС и ее модификациями.
4
\
\
||Р 2 —■— -2 -Л-
Р |
0 1 3 Ц, объем пор
Рис.2. Зависимость фильтрационного сопротивления пористой среды высокопроницаемого прослоя от объема прокачанной жидкости Уж с начала закачивания реагентов:
1,3 - соответственно МПДС и ПДС для карбонатных пластов, 2 - ПДС для терригенных пластов
2/1998 13
Таблица 3
Показатели Средние значения
Пористая среда кварцевый песок карбонат
Вязкость нефти при температуре 30ОС, мПас 3,87 19,7
Остаточная водонасыщенность, % 25,5 34,8
Показатели к концу первичного заводнения:
- коэффициент извлечения нефти, % 37,1 42,3
- коэффициент вытеснения нефти водой по
высокопроницаемому прослою, % 68,0 41,9
- остаточная нефтенасыщенность, % 23,8 37,9
- подвижность воды, фильтрующейся
повысокопроницаемому прослою, мкм2/(мПа с) 0,893 0,282
Показатели эффективности для ПДС:
- остато
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.