Увеличение нефтеотдачи пластов с высокоминерализованными водами с применением полимерсодержащих дисперсных систем

Вид материала

Содержание

Во втором разделе
В третьем разделе
В четвертом разделе
В пятом разделе
Пески крупнозернистые высоко проницаемые
Основные выводы
Список опубликованных работ по теме диссертации

Подобный материал:

1 2

На основе анализа результатов промысловых исследований, применения гидродинамических и физико-химических МУН показано, что в присутствии минерализованных вод, содержащих ионы кальция и магния, эффективность большинства из них резко снижается. Это обусловлено тем, что при контакте с данными ионами, происходит деструкция молекул химреагентов, абсорбция химических реагентов, образование осадков, инверсия их структур.

Установлено, что нефтяные залежи Эмбенского района характеризуются сложным геологическим строением, заключающимся в резкой невыдержанности пластов-коллекторов по площади и разрезу, значительными толщинами продуктивного пласта, многопластовостью, наличием обширных водонефтяных зон, большой проницаемостной неоднородностью, неоднородным строением по составу и свойствам нефти и пластовой воды. Это является основным фактором, определяющим недостаточно высокую эффективность методов заводнения нефтяных залежей.

Во втором разделе приведены результаты анализа эффективности разработки месторождений в неоднородных коллекторах с применением различных методов заводнения.

Системы разработки с применением заводнения должны отвечать ряду требований, основные из которых следующие:

- обеспечение оптимальных темпов отбора разведанных запасов нефти;

- достижение максимально возможной конечной нефтеотдачи продуктивных пластов при экономически оправданных затратах;

- минимальные объемы нагнетаемой воды и затраты энергии на добычу единицы объема нефти.

Изучение опыта разработки нефтяных залежей, а также теоретические и экспериментальные исследования показали, что процесс заводнения зависит от следующих факторов: степени макро - и микронеоднородности, степени вскрытия пластов скважинами, различия вязкости нефти и воды, начальной нефтенасыщенности пород пласта, степени проявления капиллярных сил при вытеснении нефти водой, наличия и размеров водонефтяных зон, системы воздействия на пласт, проявления аномалий вязкости нефти, состава и свойств пластовых и закачиваемых вод и др.

Рассмотрены особенности разработки некоторых месторождений Казахстана: Терень-Узюк, Солтанат Балгимбаев, Ровное, Юго-западный Камышитовый и Юго-восточный Камышитовый.

На основе анализа и обобщения промысловых данных по разработке данных месторождений Эмбенского района установлено следующее:

1) степень извлечения начальных извлекаемых запасов (НИЗ) на старых месторождениях с длительностью эксплуатации более 30 лет достигает 70-98 %, текущая нефтеотдача составляет 0,211 - 0,475, причем на всех месторождениях, за исключением месторождения Ровное, она ниже проектной;

2) период безводной добычи нефти на всех месторождениях непродолжителен, обводненность добываемой продукции уже на третьем году эксплуатации составляет от 2,9 до 48,4 %, в среднем – 17,6 %. В интервале текущей нефтеотдачи от 0,15 до 0,25 обводненность добываемой продукции на всех месторождениях превышает 60 % (таблица 2);

Таблица 2 - Обводненность добываемой продукции при различных значениях

текущей нефтеотдачи на некоторых месторождениях Казахстана

Месторождение	Обводненность добываемой продукции, % масс.
Коэффициент текущей нефтеотдачи, д. ед.
0,1	0,2	0,3	0,4
Терень -Узюк	66,8	95,5	96,5	97,6
Ю.З. Камышитовый	36,4	50,3	-	-
Ю.В. Камышитовый	57,9	66,3	-	-
Ровное	1,5	10,0	35,0	42,0
С. Балгимбаев	10,2	52,9	77,8	90,9

3) темпы добычи нефти от начальных извлекаемых запасов в начальной стадии разработки достаточно высоки, при τ = 0,05 (τ – безразмерное время) на всех месторождениях они превышают 4 %. Максимальные темпы отбора нефти, равные 3,4 - 11,9 % , достигаются в диапазоне τ = 0,075 - 0,149. Затем темпы отбора нефти монотонно снижаются и при τ =1,13 - 1,83 их значения уже не превышают 1 % (рисунок 1). В 2003 г. годовой темп отбора нефти от НИЗ лишь на месторождении Ровное превысил проектный, в остальных - темпы разработки ниже предусмотренных технологическими документами;

4) добыча воды на одну тонну добываемой нефти в 2003 году составила на месторождении Ю. В. Камышитовый - 2,27 т, Ровное - 2,63 т, Ю. З. Камышитовый - 5,39 т, С. Балгимбаев - 16,5 т, и самый высокий текущий водонефтяной фактор (ВНФ), равный 42,7, получен на месторождении Терень -Узюк.

Рисунок 1 - Зависимость темпа отбора нефти от НИЗ от безразмерного времени

Сравнение проектных и фактических показателей разработки показывает, что на всех месторождениях, кроме месторождения Ровное, реализуемые в настоящее время методы заводнения не обеспечивают достижения проектных коэффициентов нефтеотдачи. Остаточные запасы нефти, приуроченные к ВНЗ и к пластам с высокой обводнённостью добываемой продукции до 99 %, относятся к трудноизвлекаемым.

Состояние разработки месторождений является типичным для поздней стадии, закачка воды не решает проблему наиболее полного вытеснения нефти. По нашему мнению, решение данной задачи возможно совершенствованием заводнения с применением МУН, основанных на снижении подвижности вытесняющего агента в высокопроницаемых, промытых зонах и подключении в разработку ранее слабодренируемых и неохваченных воздействием зон пласта. Это позволит замедлить темп падения добычи нефти, снизить содержание воды в добываемой продукции, уменьшить добычу попутно-добываемой воды и объём закачиваемой в пласт воды.

Исходя из выполненного анализа ближайшими задачами доразработки рассматриваемых месторождений являются:

1) ограничение движения вод по обводнённым зонам нефтеводонасыщенного коллектора с целью повышения конечной нефтеотдачи пластов с применением физико-химических МУН, основанных на повышении фильтрационного сопротивления обводненных, промытых зон пласта;

2) геолого-технические мероприятия по ограничению вод и доизвлечению остаточной нефти из низкопроницаемых объемов продуктивных пластов необходимо начинать на более раннем периоде разработки.

В третьем разделе приведены результаты исследования целесообразности применения методов повышения нефтеотдачи пластов, основанных на повышении фильтрационного сопротивления промытых зон, на поздних стадиях разработки месторождений.

Анализ результатов промысловых испытаний методов увеличения нефтеотдачи заводненных пластов применяемых на месторождениях, показывает, что для залежей, находящихся на поздней стадии разработки, наиболее перспективными являются физико-химические, волновые и микробиологические методы воздействия на пласт.

По механизму воздействия физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов можно подразделить на три основные группы. Такое подразделение главным образом определяется физико-химическими свойствами закачиваемых технологических жидкостей.

1 Методы, основанные на увеличении коэффициента вытеснения нефти из пористой среды путем улучшения нефтеотмывающих свойств закачиваемой воды.

2 Методы, направленные на повышение охвата продуктивных пластов заводнением.

3 Методы комплексного действия, обеспечивающие прирост и коэффициента нефтевытеснения, и коэффициента охвата пласта воздействием.

Объективной необходимостью для повышения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым зонам коллектора и поступления его в скважины. Это приводит к перераспределению закачиваемой воды в пласте, и тем самым создаются условия для извлечения остаточной нефти из малопроницаемых объемов пласта.

Возможность совершенствования методов заводнения (на основе повышения охвата пласта воздействием) базируется на следующих теоретических положениях.

Используя известное равенство, учитывая линейный характер вытеснения, можно получить выражение для удельного расхода нефти - q_H (м³/с·м) при общем удельном расходе жидкости - q (м³/с·м):

(1)

где k_н – фазовая проницаемость пласта по нефти; k_в - фазовая проницаемость пласта по воде; q – общий удельный расход жидкости; q_н – общий удельный расход нефти; G - модуль предельного градиента давления, необходимого для разрушения структуры в нефти.

Из формулы (1) следует, что при заводнении в стационарном и нестационарном режимах фильтрации приток нефти из нефтеводонасыщенного пласта зависит от подвижности воды - k_в/_в. С уменьшением величины k_в/_в приток нефти будет возрастать, т.е. повышение фильтрационного сопротивления обводнённой части пласта приводит к увеличению отбора нефти.

Возможность ее решения была подтверждена в работах А.Ш. Газизова созданием полимердисперсных систем (ПДС и МПДС) в пластовых условиях на основе водорастворимых полимеров, обеспечивающих повышение фильтрационного сопротивления обводненных зон пласта и увеличение охвата заводнением менее проницаемых нефтесодержащих пропластков.

Используя концепцию повышения нефтеотдачи пластов на основе увеличения фильтрационного сопротивления промытых зон нефтеводонасыщенного коллектора, были созданы разнообразные физико-химические МУН с использованием различных материалов, которые в настоящее время широко применяются на месторождениях при добыче нефти.

В то же время анализ физико-химических МУН, применяемых в различных нефтедобывающих регионах, показал, что в настоящее время отсутствуют эффективные технологии для доизвлечения остаточных нефтей из пластов, насыщенных высокоминерализованными водами (свыше 120 - 130 г/л). Как следует из данных таблицы 3, практически для всех применяющихся МУН минерализация вод является ограничивающим фактором, резко снижающим их эффективность.

Ввиду сосредоточения значительных запасов нефти в залежах, насыщенных высокоминерализованными водами, создание физико-химических МУН, способных обеспечить высокий коэффициент конечной нефтеотдачи в пластах с высокоминерализованными водами, является одной из актуальных задач разработки нефтяных месторождений.

В работе выполнен анализ эффективности МУН, применяющихся на месторождениях Эмбенского района. Одним из широко применяемых методов увеличения нефтеотдачи в ПФ «Эмбамунайгаз» является электровоздействие. За период с 1996 по 2002 год проведено 109 обработок на пяти месторождениях, в результате дополнительно извлечено 68367,6 т нефти, в среднем 627 т на 1 обработку.

На месторождениях Жанаталап, Гран и Ю.В. Камышитовый применялась технология акустической реабилитации скважин и пластов (АРСиП). На месторождении Жанаталап в результате акустического воздействия дебит нефти увеличился в 1,5 –2 раза. В то же время на восьми объектах месторождения Ю.В. Камышитовый, где также было проведено акустическое воздействие, результаты оказались неэффективными. Сократились объемы добываемой жидкости, уменьшились от 10 до 95 % средние дебиты по нефти, произошло резкое (в 1,5 –5,4 раза) возрастание обводненности добываемой продукции.

Таблица 3 - Потенциальные возможности и факторы, влияющие на изменение

эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов в

условиях залежей, насыщенных высокоминерализованными водами

МУН	Увели-чение нефтеот-дачи, %	Критический фактор применения рабочего агента вытесняющей жидкости
Водораст-воримые ПАВ	2,5 - 3,0	ПАВ отличает высокая чувствительность к качеству воды – содержание кислорода, микроорганизмов и мехпримесей, которые в состоянии свести эффект его применения к нулю. С повышением минерализации пластовых вод эффект МУН снижается в связи с возрастанием межфазного натяжения между нефтью и раствором ПАВ. Для получения эффекта подбирается смесь различных ПАВ индивидуально для каждого объекта, что повышает эффективность, но значительно удорожает МУН.
Полимер-ное заводне-ние, СПС, ВУС, темпо-скрин	4,0-5,0	Биологическая и механическая деструкция ПАА уменьшает молекулярную массу полимера и, как следствие, его загущающую способность. В минерализованной воде в 5-10 раз уменьшается вязкость растворов гидролизованного полиакриламида, что резко снижает величину остаточного фактора сопротивления. В пласте с проницаемостью более 1,5 мкм² практически не проявляется остаточный фактор сопротивления. Методы неэффективны при пластовых температурах выше 70ºС.
Щелочное заводне-ние	2,0-8,0	Жесткие критерии применимости метода по активности нефти. Минерализация пластовых и закачиваемых вод, как и большое содержание глин в породе, исключают возможность применения метода, так как в этих условиях не происходит образование нефтевытесняющего агента – ПАВ при взаимодействии щелочи с нефтью.
ИХН-КА, Галка	4,0-7,0	Метод реализуется в образующейся в пластовых условиях системе при рН=9,5-10,5. Минерализация вод нарушает фазовое равновесие системы и резко снижает эффективность метода.
ПДС, ВДС, КДС	5,0-13,0	Методы эффективны в пресных слабоминерализованных водах. Минерализация воды снижает эффективность метода, что связано со значительным уменьшением вязкости полимеров в минерализованных пластовых водах и снижением прочности образующихся в минерализованных средах полимерминеральных и волокнистоминеральных комплексов.

В результате применения технологии на основе темпоскрина на трех месторождениях дополнительная нефть получена только на одном из них - С. Балгимбаев, в среднем 343,1 т на 1 обр. На месторождениях Жанаталап и Ю.В. Камышитовый применение темпоскрина привело к снижению добычи нефти. Это можно объяснить целым рядом факторов:

- снижение вязкости закачиваемого темпоскрина на порядок в высокоминерализованных пластовых водах, характерных для месторождений Жанаталап (300 г/л) и Ю.В. Камышитовый (196 г/л), что обусловливает низкий охват пласта воздействием;

- высокая обводненность добываемой продукции, превышающая 70 %.

Неуспешными на месторождениях ПФ «Эмбамунайгаз» оказались и опытные закачки сшитых полимерных составов (СПС).

Для извлечения остаточных нефтей в сложных геолого-физических условиях месторождений Казахстана не были использованы МУН типа ПДС, основанные на повышении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых зон пласта, специально разработанные для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти на поздних стадиях разработки месторождений.

Методы повышения нефтеотдачи пластов на основе ПДС показали высокую эффективность, что обусловило их широкое применение на нефтяных месторождениях России – объем внедрения составляет 2500 участков, количество дополнительно добытой нефти превышает 3000 т на 1 обработку при длительности эффекта более трех лет.

В то же время анализ их применения в различных нефтяных регионах показал, что в пластовых водах с содержанием солей свыше 120-130 г/л эффективность технологии снижается. В связи с этим, стала очевидной необходимость создания новой технологии повышения нефтеотдачи пластов на основе ПДС для высокоминерализованных сред.

Показано, что проблема разработки МУН на основе ПДС для высокоминерализованных вод может быть решена введением в структуру полимерминерального водоизолирующего материала реагентов, улучшающих ее реологические и механо-прочностные свойства.

В четвертом разделе изложены результаты экспериментальных и теоретических исследований по обоснованию оптимального состава полимерсодержащих глинистых суспензий с добавлением модификаторов для образования водоизолирующих составов в заводненных объемах неоднородных пластов, насыщенных высокоминерализованными водами.

В качестве реагентов, используемых для модификации ПДС, были использованы алюмохлориди комплекс солей поливалентных металлов (АМГ).

Процесс формирования модифицированных систем (МПДС) в реальных условиях определяется рядом факторов: оптимальными концентрациями реагентов, скоростью фазового разделения, составом модифицирующих агентов и пластовых вод, структурой осадков, их реологическими и прочностными характеристиками и, как результат, способностью повышать фильтрационное сопротивление для воды.

В основе образования МПДС, включающих водную суспензию глинопорошков, водный раствор гидролизованного ПАА и модифицирующие добавки, лежит процесс флокуляции. Для сравнительного исследования флокуляции в пресной и минерализованной воде был выбран режим стесненного оседания, так как этот режим наиболее полно соответствует стерически затрудненной флокуляции в поровом пространстве. Метод стесненного оседания позволяет оценить скорость формирования осадка, его объем и плотность.

Флокулирующая способность полимера оценивалась по зависимости степени осветления дисперсии от времени. Для характеристики флокулирующего эффекта использовали параметр

D=_0,5(c=0) /_0,5(c) - 1 , (2)

где _0,5(c) и _0,5(c=0) - времена накопления половины от максимальной массы осадка (время полуосаждения) соответственно в присутствии ПАА и без него.

Максимальный флокулирующий эффект в пресной воде отмечен для концентрации полиакриламида в системе 0,7·10^–4кг/м³ и 4 %-ной глинистой суспензии.

Изучено влияние модифицирующих добавок, которые используются в технологиях МПДС, на параметры флокуляции в минерализованной воде. Увеличение флокулирующего эффекта в присутствии электролитов в системе описано А.А. Газизовым и А.Ш. Газизовым с соавторами и связано с синергизмом коагуляции и флокуляции. В этом случае роль электролитов – минеральных солей, содержащихся в пластовой воде, сводится к предварительной «подготовке» суспензии – агрегации частиц тонкодисперсной фракции за счет снижения барьера электростатических сил отталкивания. С ростом концентрации электролита в результате сжатия двойного электрического слоя и снижения электрокинетического потенциала высота этого барьера снижается и создаются условия для беспрепятственного сближения частиц и их взаимодействия через адсорбированный полимер.

Алюмохлорид имеет четко выраженный максимум действия в зависимости от концентрации (рисунок 2), в его присутствии необходима меньшая доза флокулянта для связывания частиц во флокулы. Алюмохлорид действует на процесс флокуляции по механизму, включающему и перезарядку частиц, и связывание макромолекул ПАА во внутримолекулярный комплекс, а в процессе уплотнения осадка возможно и образование межмолекулярного комплекса.

Выполнен комплекс исследований по изучению зависимости эффективной вязкости сфлокулированных осадков, полученных в результате седиментации суспензий глин в присутствии ПАА и модифицирующих добавок, от напряжения и скорости сдвига, концентрации компонентов, ионной силы минерализованной пластовой воды, температуры и времени существования осадков.

Концентрация алюмохлорида (по массе): 1-0,2 %; 2-0,4 %; 3-0,6 %; 4-0,8 %

Рисунок 2 - Зависимость флокулирующего эффекта D от концентрации ПАА

при различных концентрациях алюмохлорида для Серпуховской

глины ППБ (С = 4 % по массе)

Экспериментальными исследованиями доказано, что вязкость осадков существенно выше, чем вязкость суспензий – почти на два порядка. Очень высокая вязкость ПДС по сравнению с вязкостью глинистых суспензий объясняется возникновением структуры в присутствии полиакриламида.

Модифицирующие добавки вызывают увеличение предельного напряжения сдвига – прочности системы, и отмечается рост напряжения ползучести, т.е. они являются эффективным структурообразователями для МПДС.

Обнаружено, что в процессе старения МПДС существенно возрастают его прочностные характеристики. Все это способствует формированию протяженной структурированной системы МПДС в реальных условиях пласта, уплотняющейся со временем и обеспечивающей высокие эксплуатационные качества.

Процесс образования МПДС, являющейся полимерминеральной структурированной системой, который происходит только при очень низких концентрациях компонентов системы, позволяет перенести осадко-гелеобразование на отдаленное расстояние от призабойной зоны пласта. Этот факт позволяет значительно увеличить охват пласта воздействием.

Добавлением модификаторов в ПДС можно регулировать процессы, происходящие в поровом пространстве, изменяя физические и технологические параметры системы в зависимости от геолого-физических характеристик нефтяной залежи и минерализации пластовых и закачиваемых вод.

Экспериментальные исследования по вытеснению нефти с применением МПДС проводились на линейных моделях в полном соответствии с требованиями РД на выполнение лабораторных опытов. Послойно-неоднородный пласт моделировался параллельным соединением двух гидродинамически несвязанных разнопроницаемых пористых сред.

Таблица 4-Результаты моделирования процессов нефтевытеснения на моделях

неоднородного пласта с применением МПДС для условий

продуктивных пластов Вятской площади Арланского месторождения

Но- мер пла-ста	Характеристики пористой среды	Показатели к концу первичного заводнения	МУН	R_ост	Прирост коэффициента вытеснения, %
прони-цае-мость, мкм²	нач. нефте-насы-щен-ность, %	порис-тость, %	коэф-фици-ент вытес-нения, %	сред-ний коэф- фици-ент нефте-отда-чи, %	обвод-нен-ность про-дук-ции, %	0,5 п.о.	1,0 п.о.	1,5 п.о.	2,0 п.о.	2,5 п.о.
1	3,200	76,6	27,5	67,4	-	100.0	ПДС	1,51	0,8	1,6	2,7	3,7	4,2
0,270	76,5	21,9	14,1	-	0,0
по пласту			-	43,8	97,6
2	3,000	79,5	26,7	78,0	-	100,0	ПДС+ алюмо хлорид	3,94	10,4	14,2	обв.	обв.	обв.
0,250	75,1	23,5	28,3	-	0,0
по пласту			-	52,3	97,8
3	5,100	81,0	27,7	69,1	-	100,0	ПДС + АМГ	2,20	0,5	6,6	7,9	8,2	обв.
0,500	79,0	24,5	26,3	-	0,0
по пласту			-	49,2	97,3
4	5,300	78,7	26,1	73,4	-	100,0	ПДС + алюмо- хлорид+ АМГ	6,37	9,0	13,3	14,9	15,8	16,2
0,530	79,5	24,1	24,6	-	0,0
по пласту:	-	-	-	49,9	98,4
Примечание - п.о. – безразмерные объемы прокачанной жидкости.

В качестве модели нефти использовались нефти Вятской площади Арланского месторождения и месторождения Жанаталап с добавлением очищенного керосина. Плотность нефти составляла 882 кг/м³и 860 кг/м³, соответственно, динамическая вязкость - 28,5 мПа·с и 14,5 мПа·с. Минерализация пластовой и закачиваемой вод - 271,8-353,4 г/л.

Результатами моделирования процессов нефтеизвлечения при воздействии системы «ПДС-алюмохлорид-АМГ» на неоднородный нефтенасыщенный пласт доказано перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата заводнением в продуктивных пластах с минерализацией пластовых вод 270 г/л и выше. Закачивание раствора полимера, глинистой суспензии и модифицирующих добавок, растворы которых приготовлялись на минерализованных водах, при обводненности продукции 95-99 %, приводит к увеличению фильтрационного сопротивления высокопроницаемой части пласта от 2,20 до 6,37, к одновременному увеличению скорости фильтрации (темпа выработки) в низкопроницаемой части и извлечению дополнительного количества нефти (таблица 4).

Установлено, что разработанная технология, предусматривающая последовательное закачивание ПДС, вслед за алюмохлоридом и АМГ в обводнённый продуктивный пласт, насыщенный высокоминерализованными водами (270 г/л и выше), позволяет повысить в лабораторных условиях эффективность применения базовой ПДС на 10 - 12,0 %.

В пятом разделе приведены результаты промысловых исследований по оценке эффективности технологий совершенствования заводнения неоднородных пластов, насыщенных высокоминерализованными водами, на основе применения ПДС, модифицированных алюмохлоридом и АМГ.

В качестве объектов для промысловых испытаний были выбраны месторождения С. Балгимбаев, Терень-Узюк Республики Казахстан и Вятская площадь Арланского месторождения, приуроченные к сложнопостроенным терригенным коллекторам, насыщенным высокоминерализованными пластовыми водами (свыше 270 г/л).

Основным объектом разработки на Вятской площади является терригенная толща нижнего карбона (ТТНК), свыше 80% начальных запасов нефти на Вятской площади приурочены к пластам С_VI_–бобриковского и C_VIo, C_V, C_IV, C_IVo, C_III, C_II, C_I_-тульского горизонтов,характеристики которых приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

терригенной толщи нижнего карбона Вятской площади Арланского

месторождения

Параметры	C_I	C_II	C_III	C_IVo	C_IV	C_V	C_VIo	С_VI
Средняя общая толщина, м.	1,4	1,5	3,4	1,4	1,5	1,9	1,4	14,0
Средняя эффективная толщина, м	1,4	1,5	3,4	1,4	1,5	1,8	1,4	8,4
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	1,4	1,5	3,4	1,4	1,5	1,8	1,4	8,4
Коэффициент распространения, д.ед.	0,38	0,13	0,9	0,05	0,29	0,56	0,04	0,89
Коэффициент расчлененности, д.ед.	1,00	1,02	1,11	1,00	1,00	1,01	1,00	1,82
Коэффициент песчанистости, д.ед.	0,997	0,977	0,977	1,000	1,000	0,999	0,979	0,759
Проницаемость, мкм²	0,229	0,411	1,092	0,746	0,279	0,726	-	1,113
Пористость, д.ед.	0,19	0,19	0,23	0,19	0,20	0,21	0,18	0,23
Нефтенасыщенность, д.ед.	0,78	0,80	0,90	0,77	0,78	0,81	0,79	0,89
Начальная пластовая температура, ºС	24 -28
Начальное пластовое давление, МПа	12,1
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	24,16
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³	882
Газосодержание, м³/т	16,4
Минерализация пластовой воды, г/л.	271,8
Плотность пластовой воды, кг/м³	1170-1180

Терригеннная толща нижнего карбона сложена переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углистых и карбонатных пород. Коллекторами нефти в ТТНК на Вятской площади являются мелкозернистые песчаники, крупнозернистые алевролиты, которые чередуются с прослоями глинистых и углисто-глинистых пород. Преобладающие толщины различных прослоев аргиллитов колеблются от 0,4 до 3,0 м.

Продуктивые пласты Вятской площади Арланского месторождения характеризуются существенной неоднородностью по всем основным параметрам: по нефтенасыщенной толщине пластов (1,4 - 8,8 м), по проницаемости (0,229–1,113 мкм²), по коэффициентам песчанистости, расчлененности и др.

Текущее состояние разработки залежей на Вятской площади Арланского месторождения характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции, достигающей 84-97 %. Остаточные запасы нефти в основном сосредоточены в низкопроницаемых пропластках и зонах, извлечение которых требует применения методов воздействия на залежи, позволяющих ограничить движение закачиваемой воды по высокопроницаемым прослоям и активизировать процессы нефтевытеснения по малопроницаемым прослоям и зонам в условиях высокой минерализации пластовых вод.

Таким образом, горно-геологические условия и состояние разработки залежей нефти выбранного месторождения вполне соответствуют основным требованиям применимости МУН с использованием ПДС, модифицированных комплексом солей поливалентных металлов.

При проведении промысловых экспериментов оценивалось влияние на эффективность испытуемых технологий следующих факторов:

степень расчлененности продуктивных пластов объектов разработки;
степень обводненности продукции отдельных скважин и опытного участка в целом;
приемистость нагнетательных скважин;
состав, физико-химические свойства и минерализация пластовых и закачиваемых в пласт вод;
составы МПДС и концентрации химических реагентов в технологических жидкостей;
объемы закачиваемых оторочек на метр эффективной толщины пласта, последовательность и цикличность закачивания технологических жидкостей.

В программе проведения промысловых испытаний предусматривался комплекс промысловых, геолого-физических и гидродинамических исследований до и после закачки технологических жидкостей (МПДС). Объем исследований, в основном, соответствовал требованиям отраслевых руководящих документов по промысловым испытаниям новых МУН (РД-153-39.1-0.04-96).

Технология воздействия на обводненные послойно-неоднородные пласты с использованием модифицированных ПДС заключается в последовательной чередующейся закачке алюмохлорида совместно с АМГ и ПДС.

В соответствии с результатами лабораторных исследований и с учетом опыта промыслового применения ПДС были определены объемы закачки технологических жидкостей в каждом цикле. По выбранной схеме закачивание технологических жидкостей в пласт включало следующие этапы работ:

1) определение приемистости пласта путем нагнетания воды;

2) закачка 30-50 м³ модифицирующих добавок;

3) закачка 5-10 м³ воды в качестве разделительной жидкости между компонентами технологической жидкости;

4) циклическая закачка ПДС по схеме:

50-100 м³ – водного раствора ПАА; 5-10 м³ - воды в качестве разделительной жидкости; 50-100 м³ - глинистая суспензия; 5-10 м³ - воды в качестве разделительной жидкости;

5) продавливание всей этой системы водой в пласт.

Объёмное соотношение раствора ПАА и глинистой суспензии составляет 1:1. Приготовление низкоконцентрированных растворов ПАА и глинистой суспензии осуществляется на сточной воде с минерализацией 270 г/л. Весовое соотношение ПАА и АМГ составляет (2-5):1 в зависимости от приемистости скважины, геолого-физических условий пласта и минерализации закачиваемых и пластовых вод.

Обработка, анализ и обобщение результатов наблюдений за работой нагнетательных и реагирующих добывающих скважин позволили оценить технологическую эффективность исследуемых способов совершенствования заводненных нефтяных залежей на поздней стадии разработки с применением МПДС.

В процессе закачивания МПДС происходит значительное повышение давления нагнетания технологических жидкостей и воды или некоторое уменьшение коэффициента приемистости скважины (таблица 6).

Таблица 6 - Технологические параметры закачки МПДС в нагнетательную скв.

6450 на Вятской площади Арланского месторождения

Перф.пласт	Интервал перфорации	Дата обработ-ки	Технологические показатели закачки	Расход реагентов	Объем технологич. жидкости, м³
		наимено-вание	м³
C₃	1284,4-1289,2	07.2003	320/10,5	180/15,0	ПАА ГП алюмохло- рид+АМГ	400 400 36,7	836,7
C₄	1295,2-1298,8

По результатам исследований профилей приемистости пластов в нагнетательных скважинах до и после закачки МПДС установлено, что после закачки происходит перераспределение закачиваемой воды по интервалам пласта. В результате такого воздействия вступают в работу ранее не работавшие интервалы, имеющие относительно высокую текущую нефтенасыщенность. На рисунках 3 и 4 приведены примеры, показывающие перераспределение закачиваемой воды по толщине пласта после закачки МПДС.

Пески крупнозернистые высоко проницаемые

Пески мелкозернистые, заглинизированные песчаники

Не проницаемые глины

Интервал перфорации
исунок 3 - Диаграммы геофизических исследований (а) нагнетательной

скважины № 149 и профиля приемистости пласта до (б) и после

(в) воздействия МПДС на месторождении Тюрень-Узюк

Рисунок 4 - Диаграммы геофизических исследований (а) нагнетательной

скважины № 6450 и профиля приемистости пласта до (б) и после (в)

воздействия МПДС на Вятской площади Арланского месторождения

Результаты контроля по содержанию воды в добываемой жидкости из реагирующих скважин опытных участков показали, что после закачки МПДС происходит дополнительная добыча нефти, существенное уменьшение обводненности окружающих скважин, снижение объемов попутно-добываемой воды. При этом также уменьшается суммарная добыча жидкости из пласта, что позволяет сократить закачку в залежь воды для поддержания пластового давления (таблица 7).

Таблица 7 - Результаты применения системы «ПДС-алюмохлорид-АМГ» на

Вятской площади Арланского месторождения по состоянию на

01.03.2005 г.

Год обра- ботки	Но-мер учас-тка	Количество нагнетатель- ных скважин	Дополни-тельная добыча нефти, т	Текущая удельная эффектив-ность, т/обр.	Снижение объе- мов попутно-добываемой воды, м³
2003	1 2	3 2	7792 5623	2597 2812	259516 191359
Итого		5	13415	2683	450875
2004	3 4 5	3 5 3	175 4925 844	58 985 281	3388 12979 22863
Итого		11	5944	540	209230
Всего		16	19359		660105

Фактические результаты промысловых экспериментов с применением модифицированных ПДС на месторождениях Республики Казахстан подтвердили эффективность их использования для совершенствования заводнения нефтяных залежей, насыщенных высокоминерализованными водами, и увеличение конечной нефтеотдачи пластов. За счет применения разработанных технологий и рекомендаций автора на месторождениях Терень-Узюк и С. Балгимбаев за 2004-2005 годы дополнительно добыто за счет увеличения нефтеотдачи пластов 19988 т нефти и на 1200338 м³сокращен объем попутно-добываемой воды.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

В результате анализа динамики показателей разработки некоторых месторождений Урало-Поволжья и Казахстана установлено, что эффективность известных физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов снижается по мере роста минерализации пластовых вод в связи с их влиянием на свойства нефтевытесняющих жидкостей, образующихся в пласте.
Разработаны и экспериментально исследованы составы полимердисперсных систем, модифицированных комплексом солей поливалентных металлов, позволяющие увеличить охват продуктивных пластов воздействием путем повышения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых промытых зон сложно-построенных пластов с высокоминерализованными пластовыми водами:

- установлено, что в условиях пластов, насыщенных высокоминерализованными водами, реологические и прочностные свойства образующихся металлполимерных структурированных систем зависят от концентраций исходных химических продуктов, степени минерализации и химического состава пластовых вод. Изучены закономерности взаимодействия компонентов технологической жидкости с солями металлов, присутствующих в пластовых водах;

- по результатам экспериментальных исследований на моделях послойно-неоднородных пластов изучены закономерности процессов взаимодействия между компонентами ПДС, остаточной нефтью и другими элементами нефтеводонасыщенной пористой среды. Установлена возможность довытеснения остаточной нефти путем увеличения коэффициента охвата пластов воздействием и коэффициента вытеснения нефти. Показано, что в условиях экспериментальных исследований прирост коэффициента нефтеотдачи по сравнению с базовой ПДС составил 10-12 %.

3 Предложены принципы выбора оптимального состава технологических жидкостей, закачиваемых в пласт для образования полимердисперсных систем, увеличивающих фильтрационное сопротивление высокопроницаемых промытых зон продуктивных пластов, повышение охвата пластов воздействием и конечной нефтеотдачи.

4 Разработан и защищен патентом РФ способ разработки нефтяных залежей, насыщенных высокоминерализованными водами, с применением ПДС, модифицированных комплексом солей поливалентных металлов (Пат. РФ № 2250989).

5 Научно обоснованы и проведены опытно-промысловые работы на месторождениях Терень-Узюк и С. Балгимбаев (Казахстан), а также на Вятской площади Арланского месторождения по оценке эффективности технологии повышения нефтеотдачи при разработке залежей с высокоминерализованными водами на поздней стадии разработки. По результатам промысловых экспериментов дополнительная добыча нефти составила 72320 т, и сокращен объем попутно-добываемой воды на 2984000 м³.

6 Результаты промысловых экспериментов в 2003-2006 годах на месторождениях Казахстана и Арланского месторождения Башкортостана позволяют рекомендовать технологии на основе модификации ПДС комплексом солей поливалентных металлов для широкого использования при разработке залежей с высокоминерализованными водами (270 г/л) на поздней стадии добычи нефти в высокообводненных терригенных коллекторах.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1 Газизов А.А., Дузбаев С.К., Утегалиев С.А. Технологии комплексного действия – эффективное решение проблемы повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами //Нефтегаз.- 2005.- № 3.- С. 72-75.

2 Дузбаев С.К., Куанышев А.Ш., Нуралиев Б.Б. Перспективы нефтегазоностности п-ва Бузачи в связи с разломной тектоникой //Нефть и Газ.- 2000.- № 3.- С. 31-42.

3 Дузбаев С.К., Куанышев А.Ш., Нуралиев Б.Б. Тектонические активные зоны и перспективы нефтегазоносности юга Прикаспийской впадины и её обрамления //Нефть и Газ.- 2001.- № 1.- С. 34-39.

4 Дузбаев С.К., Таскинбаев К.М. Результаты внедрения новых технологий повышения нефтеотдачи пластов и задачи ОАО «Эмбамунайгаз» по широкому внедрению эффективных МУН //Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений: материалы Междунар. технологического симпозиума.- М., 2004.- С. 29-31.

5 Дузбаев С.К., Утегалиев С.А., Газизов А.Ш., Газизов А.А., Комаров А.М. Опыт применения модифицированных ПДС для повышения нефтеотдачи пластов, насыщенных высокоминерализованными пластовыми водами //Современные проблемы разработки месторождений углеводородного сырья: тез. докл. электронной конференции Российской академии естествознания, 15-20 окт. 2005 г.// Современные наукоемкие технологии.- 2005.- № 9.- С. 93 – 95.

6 Дузбаев С.К., Утегалиев С.А., Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение нефтеотдачи пластов, насыщенных высокоминерализованными пластовыми водами // Вестник УдГУ.- 2005.- № 11.- С. 197 - 210.

7 Пат. 2250989 Российская Федерация, МКИЕ 21В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи / Газизов А.Ш., Газизов А.А., Граханцев Н.М., Дузбаев С.К. – № 2004124549; заявл. 13.08.04; опубл. 27.04.05, Бюл. № 12.

8 Утегалиев С.А., Дузбаев С.К., Газизов А.А., Газизов А.Ш. Физико-химические МУН - высокоэффективные средства доизвлечения остаточных нефтей // Интервал.- 2005.- № 6.- С. 49-54.

Blog

Увеличение нефтеотдачи пластов с высокоминерализованными водами с применением полимерсодержащих дисперсных систем

Содержание

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ