Автореферат (Термические и нетермические методы добычи трудноизвлекаемой вязкой нефти пластов Сеноманского горизонта), страница 3

нефтьпластов ПК является природным ингибитором набухания глинистых минералов породы.700,90,7500,6400,5300,40,3200,2Проницаемость по воде (с остатчонойнефтнасыщенностью), мкм2Коэффициент вытеснения нефти и остаточнаянефтенасыщенность, %0,860Коэффициентвытеснения нефти, %Остаточнаянефтнасыщенность, %Проницаемость по водепри остаточнойнефтнасыщенности, %100,100405060708090Начальная нефтенасыщенность, %Рисунок 7 - Зависимость коэффициента вытеснения нефтиводой, остаточной нефтенасыщенности и проницаемости поводе (при остаточной нефте-насыщенности) от начальнойнефтенасыщенности моделей пластаВязкость нефти пластов ПК мало зависит от условийтечения (скорости сдвига), т.е.

нефть обладает ньютоновскимиреологическими свойствами. Основная проблема добычитранспорта нефти связана с повышением вязкости приразгазировании нефти и при ее охлаждении в поверхностных13Вязкость (мПа*с) при скорости сдвига 400 1/сусловиях. Данные рисунка 8 показывают, что при добыче итранспорте нефти снизить вязкость нефти можно за счетразбавления (смешения) с газовым конденсатом, избыточныересурсы которого имеются. Исследование проводили на примеренефти с максимальной и минимальной вязкостью из исследованныхобразцов нефти ПК.6005004003002001000020406080100120Содержание стабильного газового конденсата,мас.%Рисунок 8 - Влияние стабильного конденсата на вязкостьдегазированной нефти Русского (верхняя кривая) и Тазовского(нижняя кривая) месторожденийВ четвертой главе приведены результаты исследования вытеснения нефти пластов ПК высокотемпературным паром, горячимиводяным конденсатом и минерализованной водой.

Исследованиепроводили на примере типичных пластов ПК (Тазовского, Ваньеганского и Русского месторождений и др.). Для добычи вязкойнефти в России обычно рассматриваются только тепловые методы,поэтому их исследовали в первую очередь.При закачивании в пласт ПК пара первым флюидом, взаимодействующим с нефтью и породой будет водяной конденсат. Впервом предварительном эксперименте исследовали вытеснениенефти дистиллированной водой (модель водяного конденсата) припластовой температуре (рисунок 9). После закачки 0,97 п.о. дистиллированной воды за 4,67 часа градиент перепада давления достигзначения около 10 МПа/м, т.е. в результате набухания глинистыхкомпонентов породы в деминерализованной воде происходит поте-14ря проницаемости.

Разборка модели пласта показала, что в моделипласта образовалась глинисто-песчаная суспензия («плывун»).В последующих опытах исследовали вытеснение нефти водяным конденсатом при 90-180 оС, т.е. моделировали взаимодействие горячего водяного конденсата с нефтенасыщенными моделями пласта ПК1. Обнаружено:1. Высокотемпературная деминерализованная вода (90-180оС - модель конденсата водяного пара) эффективно вытесняет вязкую нефть.2. Фильтрация горячей деминерализованной воды приводитк потере породой ПК коллекторских свойств, снижению проницаемости (керновый материал превратился в глино-песчаную суспензию) и диспергированию глинистых компонентов (рисунок 9).

Такзакачка деминерализованной воды при 90 оС может снизить проницаемость модели ПК-1 в 1030 и более раз.6109dР, МПаdР/dl, МПа/м874653423Градиент давления, МПа/мПерепад давления, МПа52110000,20,40,60,8Объем закачки воды, п.о.1Рисунок 9 - Динамика фильтрации дистиллированной воды в пробномопыте №1 (Тазовское месторождение)Исследование вытеснения вязкой нефти под действием перегретой воды и пара, соответственно, 180 оС (10 МПа) и 320-325 оС (10 МПа) показало:1.

Высокотемпературные пар и вода при постепенном повышении температуры и наличия фильтрации способны количественно вытеснять нефть из моделей пласта (коэффициент вытеснения нефти до 100%).152. Высокотемпературные деминерализованные флюидыдиспергируют и выносят глинистые компоненты породы ПК (рисунок 10).Рисунок 10 - Вид флюида на выходе из модели пласта ПК13. Паро-водяные смеси и конденсация пара могут приводитьк колебательным процессам в модели пласта, ускоряющих выносглинистых компонентов породы.4.

Рост температуры замедляет набухание глинистых минералов породы пласта ПК и ускоряет процессы диспергированияглинистых частиц.Вывод - закачка пара не эффективна для добычи нефти пластов ПК.Нагрев модели пласта с 20 до 300 оС (в статических условиях, т.е. без фильтрации) приводит к вскипанию и выделению 21,2 %нефти. Нефть при 320 оС паром вытесняется в поршневом режиме,однако конечный коэффициент вытеснения (92 %) оказался ниже,чем в случае вытеснения нефти при непрерывной фильтрации перегретой водой при 180 оС (100 %).

При температурах выше 250 оСнефть термически деградирует с образованием нефтяного пека, отлагающегося на поверхности породы, что объясняет уменьшениекоэффициента вытеснения нефти (по сравнению с перегретой водой).Пласт ПК1-7 (Ваньеганское месторождение) менее заглинизирован, чем пласт ПК1 (Тазовское месторождение), но результатыфильтрационных опытов подобны - происходит набухание и диспергирование глинистых частиц породы, хоть и в несколько меньшем размере. Показали, что: Порода пласта ПК, даже с минимальным содержанием глины, способна сильно набухать при контакте с деминерализованной водой;16Повышение температуры и наличие в пористой среде нефтизамедляет и уменьшает набухание глины; Рост температуры вытесняющей минерализованной водыпрактически не приводит к увеличению степени вытеснениянефти.При вытеснении нефти паром и перегретой минерализованной водой из пластов ПК Западно- и Восточно-Мессояхских месторождений также наблюдали аналогичные явления: вскипание нефтив модели пласта, высос глинистых компонентов породы из моделейпласта и т.п.

(таблица 2).Таблица 2 - Вытеснение нефти паром из моделей пласта Восточно- Мессояхских (ВМ) и Западно-Мессояхских (ЗМ) месторожденийНомеропытаПроницаемостьпо газу, мкм213/13ВМ35/12ВМ8/13(ВМ)5/13(ЗМ)12/13(ЗМ)0,464Начальнаянефтенасыщенность,%62,20,635Степень вытеснения нефти, %ПриПаром Суммарнаяпрогреве64,833,29861,128,466,6950,86768,228,465,6940,28263,563,530,3730,41856,5вытеснение водойи паром100Данные таблицы 2 показывают, что рост проницаемостиуменьшает долю нефти, вытесненной при вскипании нефти, и увеличивает долю нефти, вытесненную паром высокого давления.Пример западно-мессояхского месторождения показывает, что совместное действие пара и перегретой воды более эффективно, чемпоследовательный прогрев и вытеснение паром (сопоставлениеопытов 5/13-ЗМ и 12-ЗМ) из-за термической деградации нефти дажепри кратковременном контакте с глинистой породой.Вариантом применения тепловых методов является вытеснение нефти нагретой минерализованной водой.Исследование влияния температуры на коэффициентвытеснения нефти (вязкость 60 мПа*с при пластовой температуре)Тазовского месторождения проводили, чтобы изучить вытеснение17нефти минерализованной водой при изотермическом режиме притемпературах 10 оС, пластовой (30 оС), 80 оС, и при ступенчатомповышении температуры от 30 оС до 80 оС.

Эксперимент показалследующее.1. При пластовой и при 10 оС вытеснение нефти водойначинается при значительных градиентах давления, т.е. нерекомендуется использовать холодную воду для закачивания впласт. Охлаждение ПЗП будет способствовать снижениюприемистости, степени вытеснения нефти и прорыву закачиваемойводы.2.Росттемпературыспособствуетувеличениюкоэффициента вытеснения нефти водой и росту безводногопериода. Наилучшие результаты получены при вытеснении нефтиводой при 80 оС в изотермическом режиме.3. Постепенный (ступенчатый) рост температуры спластовой до 80 оС повышает коэффициент вытеснения нефти (посравнению с вытеснением при пластовой температуре) на 8,9 %.Для Тазовского месторождения конечный коэффициент вытеснениянефти практически не зависел от температурного режимаэксперимента (изотермический режим или постепенный подъемтемпературы). По-видимому, при вытеснении нефти горячей водойиз моделей пласта Тазовского месторождения основнымипричинами вытеснения нефти являются гидрофилизация породы инабухание глины.4.

Рост температуры воды и вытеснение нефти не привело кобразованию высокопроницаемых для воды пористых сред, т.е. кзаметному снижению градиента давления при фильтрации. Дажепри остаточной нефтенасыщенности фильтрация горячей водыбудет происходить при значительных перепадах давления.Влияние температуры на коэффициент вытеснения нефтивязкостью 217 мПа*с водой (Ваньеганское месторождение) исследовали вытеснение нефти при ступенчатом повышениитемпературы и оценили влияние нефтенасыщенности накоэффициент вытеснения при ступенчатом росте температуры.Эксперимент показал следующее:1. Ступенчатое увеличение температуры увеличиваеткоэффициент вытеснения вязкой нефти на 2,3–5,7 % и снижаетостаточную нефтенасыщенность на 2,3–5,0 %, т.е. закачивание18горячей воды в пласт для вытеснения вязкой нефти относительномало эффективно.2.

Максимальный коэффициент вытеснения нефтинаблюдали для модели пласта с наибольшей начальнойнефтенасыщенностью. Чем выше начальная нефтенасыщенность,тем больше влияние роста температуры на коэффициентвытеснения нефти.3. Проницаемость моделей пласта увеличивается по мерероста температуры из-за уменьшения вязкости воды и удалениячасти остаточной нефти.4. Остаточная нефтенасыщенность моделей пластаувеличивается при росте начальной нефтенасыщенности, т.е помере роста гидрофобности породы.В пятой главе описываются исследования нетермическихметодов добычи нефти пластов ПК.

В первую очередь были протестированы ВГС (одновременная закачка воды и газа, таблица 3).При вытеснении нефти ВГС из модели пласта Тазовскогоместорождения безводный период составлял 0,24 п.о., а прорыв газапроизошел после прокачки 0,38 п.о. ВГС. После закачки 2 п.о. ВГСперепад давления фильтрации стабилизировался . После закачки4.11 п.о.