УДК 622.276.031
© А.В.Берлин, 1998
А.В. Берлин (УдмуртНИПИнефть)
Результаты лабораторных исследований физико-химического воздействия в карбонатных коллекторах
A.V.Berlin (UdmurtNIPIneft)
Results of lab studies on physical-chemical stimulation in carbonate reservoirs
Reviewed are the main results of lab studies on physical-chemical conditions of efficient polymer and alcaline flooding in carbonate reservoirs of Udmurt oil fields. Conclusions are made on expediency of these methods application for oil recovery enhancement on the given fields.
езультаты лабораторных исследований условий эффективного использования химических веществ для увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) при заводнении продуктивных пластов свидетельствуют о сложных процессах, происходящих в пористой среде при взаимодействии жидкостей на границах раздела фаз. Экспериментально установлено, что эффективность любого физико-химического воздействия зависит от свойств пластовых жидкостей, структуры порового пространства, минералогического состава и характера смачиваемости поверхности породы. Один и тот же реагент в различных условиях ведет себя по-разному [1-3]. Поэтому данные исследования необходимо проводить с использованием образцов пород и нефтей конкретных объектов разработки.
При проектировании разработки нефтяных месторождений Удмуртии большое внимание уделяется различным модификациям полимерного и термического воздействия. В основу осуществляемых здесь проектов полимерного и термополимерного заводнения в карбонатных коллекторах положены результаты лабораторных опытов, проведенных на насыпных моделях пористых сред, которые изготовлены из кварцевого песка [4]. В связи с этим экспериментальные исследования эффективности вытеснения нефти из образцов горных пород, слагающих продуктивные пласты месторождений Удмуртии, без сомнения, представляют интерес.
Породы, слагающие продуктивные карбонатные пласты нижнего и среднего карбона на изучавшихся объектах разработки, представлены различными структурно-генетическими разновидностями известняков и раковинных известняковых песчаников. Они в разной степени подверглись вторичным преобразованиям, связанным с перекристаллизацией, доломитизацией и выщелачиванием. Хи-
мический состав и физические свойства нефтей изменяются в очень широких пределах. В частности, вязкость в пластовых условиях изменяется от 6 до 76 мПас; поверхностное натяжение на границе с водой составляет 21,6-49,6 мН/м; содержание смол 11,1-20,8%; асфальтенов 3,0-5,8%; парафина 3,1-6,2%; серы 1,5-3,3%; порфириновых комплексов ванадия 4,9-60,2 мг/100г. Поверхность каналов фильтрации в этих породах обладает промежуточной смачиваемостью (величина индекса Амотта-Гервея изменяется от -0,019 до +0,258). Свойства поверхности определяются в основном составом нефти и, в первую очередь, содержанием в ней металлопорфириновых комплексов ванадия [5].
Лабораторные исследования включали изучение строения порового пространства пород, величины и состояния поверхности каналов фильтрации, характера взаимодействия химических веществ с породой и пластовыми жидкостями, устойчивости растворов полимеров к различным видам воздействия, эксперименты по вытеснению нефти водой и оторочками полимеров и щелочей. Исследовалась также эффективность воздействия водой и оторочкой щелочи в условиях повышения температуры нагнетаемой жидкости до 80°С.
Величину удельной поверхности пористых сред измеряли методом фильтрации гелия через образцы горных пород [6]. Структуру их порового пространства изучали на основе данных капиллярометрии. В исследованных образцах проницаемостью более 0,010 мкм2 преобладают каналы с эквивалентными радиусами менее 10 мкм, их средние размеры колеблются от 5 до 29 мкм. С улучшением фильтрационных характеристик пород доля тонких каналов фильтрации уменьшается, а крупных увеличивается, что снижает их удельную поверхность.
Влияние температуры на состояние растворов ПАА изучали по изменению дина-
мической вязкости, коэффициента свето-пропускания среды, скрин-фактора. В результате установлено, что все изученные полимеры подвержены термодеструкции, которая увеличивается от 6% (для PDA-
1020) до 11-18% (для PDS-1012, PDS-1030 и DKS ORP-F40NT) при нагревании растворов до температуры 90°С.
Характер фильтрации 0,05%-ных растворов полимеров (PDA-1020 и DKS ORP-F40NT) в пористых средах исследовали на образцах известняков порового типа проницаемостью 0,12-1,5 мкм2. В ходе экспериментов контролировали коэффициент подвижности и свойства выходящего раствора реагента. По результатам этих измерений рассчитаны начальный (RF) и остаточный (RRF) факторы сопротивления. Относительное изменение фактора сопротивления (RF-RRF)/RF для изученных реагентов близко и составляет в среднем 60%. Механическая деструкция полимеров в результате фильтрации через пористую среду также одинакова и в среднем равна 35-38%. Фактор сопротивления является функцией проницаемости пористой среды, скорости нагнетания и концентрации полимера в растворе [7].
Полимерные растворы в пласте подвержены биологическому разрушению, интенсивность которого зависит от типа полимера. В результате биодеструкции, достигающей 18-65% в течение первых 60 сут, молекулярная масса полимеров снижается в 1,2-3 раза [8].
Таким образом, суммарная деструкция полимера уже в течение первых месяцев после начала формирования оторочки может составить 60 - 100%.
Опыты по вытеснению нефти водой и оторочками растворов химических веществ проводили в соответствии с требованиями существующего ОСТа. Линейные модели пластов длиной 38-43 см собирали из цилиндрических образцов известняков поро-вого типа, характеризующих конкретные
3/1998 53
Таблица 1
Место- Возраст Проница- Удельная Темпера- Вязкость Начальная КИН Примечания
рождение отложений емость, поверх- тура*«°С нефти, водонасы-
мкм2 ность^-1 мПа.с щенность
Мишкинское Си 0,145 3055 30 71,9 0,200 0,476 Вытеснение пресной водой
40 44,3 0,215 0,516 То же
80 10,7 0,219 0,684 -«-
30 70,5 0,168 0,654 PDA-1020 (0,05%); 0,2 Упор с начала вытеснения
30 70,4 0,212 0,622 NaOH (1%); 0,25Упор с начала вытеснения
0,484 1580 30 72,6 0,201 0,560 Вытеснение пресной водой
30 73,2 0,148 0,551 PDA-1020 (0,05%); 0,2 Упор с начала вытеснения
80 11,5 0,159 0,678 Вытеснение пресной водой
30 69,8 0,161 0,678 №ОН (1%); 0,25 Упор с начала вытеснения
80 10,7 0,169 0,681 То же
1,234 905 30 71,4 0,123 0,559 Вытеснение пресной водой
40 43,5 0,112 0,610 То же
80 11,0 0,109 0,727 -«-
30 70,4 0,084 0,666 №ОН (1%); 0,25 Упор с начала вытеснения
Лиственское См 0,129 4037 28 21,2 0,273 0,557 Вытеснение пресной водой
29 20,9 0,268 0,634 PDA-1020 (0,05%); 0,21 Упор с начала вытеснения
29 21,1 0,273 0,635 ORP-F40NT (0,05%); 0,21 Упор с начала
вытеснения
30 26,3 0,256 0,648 Praestol 2640 SL (0,05%); 0,18 Упор с начала
вытеснения
0,263 2457 29 20,9 0,225 0,556 Вытеснение пресной водой
30 20,6 0,207 0,622 PDA-1020 (0,05%); 0,2 Упор после завершения
безводного периода
Кырыкмасское С2ks+pd 0,086 4493 23 10,2 0,327 0,623 Вытеснение пресной водой
26 10,4 0,322 0,653 PDA-1020 (0,05%); 0,2 Упор с начала вытеснения
0,227 2246 23 10,6 0,257 0,672 Вытеснение пресной водой
26 10,0 0,261 0,670 PDA-1020 (0,05%); 0,2 Упор с начала вытеснения
Мещеряковское ^уг 0,177 3264 28 8,1 0,271 0,588 Вытеснение пресной водой
0,629 PDA-1020 (0,05%); 0,25 Упор с начала вытеснения
0,423 1 61 6 28 8,4 0,201 0,577 Вытеснение пресной водой
0,614 PDA-1020 (0,05%); 0,25 Упор с начала вытеснения
Красногорское С2Ь 0,035 10090 26 6,2 0,263 0,588 Вытеснение пресной водой
0,266 0,688 PDA-1020 (0,05%); 0,25 Упор после достижения
обводненности 99,4%
0,106 3724 26 6,2 0,201 0,621 Вытеснение пресной водой
0,209 0,698 PDA-1020 (0,05%); 0,25 Упор после достижения
обводненности 99,4%
Чутырское С2Ь 0,056 8526 25 11,6 0,289 0,574 Вытеснение пресной водой
26 10,7 0,270 0,672 PDA-1020 (0,05%); 0,23 Упор после завершения
безводного периода
0,139 3219 26 9,5 0,245 0,593 Вытеснение пресной водой
25 10,9 0,227 0,673 PDA-1020 (0,05%); 0,23 Упор после завершения
безводного периода
0,263 2069 25 11,4 0,184 0,587 Вытеснение пресной водой
25 10,9 0,168 0,648 PDA-1020 (0,05%); 0,23 Упор после завершения
безводного периода
Гремихинское С2Ь 0,228 3710 28 58,5 0,213 0,574 Вытеснение пресной водой
58,9 0,228 0,636 NaOH (1%); 0,25 Упор с начала вытеснения
0,771 2165 28 59,1 0,178 0,627 Вытеснение пресной водой
59,5 0,167 0,680 №ОН (1%); 0,25 Упор с начала вытеснения
2,029 1 375 28 70,6 0,125 0,652 Вытеснение пресной водой
объекты разработки. Остаточную водона-сыщенность в образцах моделировали методом полупроницаемой мембраны. Оторочки растворов полимеров размером 20-25%
порового объема создавали в модели при различных условиях ее обводнения: с начала процесса вытеснения, после завершения безводного периода при обводненности
/в=60-75% или на стадии довытеснения остаточной нефти (/в=98-99%). Кроме полимерного воздействия в карбонатных коллекторах исследовали эффективность
54 3/1998
с
• Вытеснение пресиой водой □Р13А-1020 АОКЗОПР-НОМТ
30 35 Хщ/ Кюр
Р|ае8Ы2И0 ЖАсш1го1623
Рис. 1. Зависимости относительного объема вытесненной нефти Vот относительного объема закачки воды V,,,Ж„„, нагнетаемой
н пор зак пор'
в карбонатные породы среднего карбона Лиственского месторождения после создания оторочки полимера
оторочек раствора каустической соды, создаваемых с начала процесса заводнения. Вытеснение нефти и продвижение оторочки раствора химического вещества осуществляли пресной водой. Погрешность оценки КИН в среднем составляет ±1,5%.
Эксперименты показали, что при благоприятных условиях эффективность полимерного воздействия в карбонатных коллекторах может быть достаточно высокой (табл. 1). Использование различных полимеров в одних и тех же условиях дает довольно близкие результаты (рис. 1). Объем дополнительно
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.