Автореферат (Термические и нетермические методы добычи трудноизвлекаемой вязкой нефти пластов Сеноманского горизонта), страница 4

ВГС коэффициент вытеснения нефти достиг 67,5 %, остаточная нефтенасыщенность составила 21,4 %. Переход на закачкуводы практически не повлиял на перепад давления при фильтрациии на вытеснение нефти из модели пласта. Отличие фильтрационныхсвойств воды и ВГС заключалось в исчезновении флуктуаций перепадов давлений при фильтрации воды. По-видимому, именно флуктуации перепада давления обеспечивающие перераспределение потоков на микроуровне, способствуют эффективному вытеснениюнефти. ВГС более эффективен при вытеснении нефти, чем горячаяминерализованная воды с температурой до 140 оС.Второй исследованный нетермический метод связан с использованием растворителя для уменьшения вязкости нефти.

Насевере Западной Сибири имеются избыточные ресурсы газовогоконденсата, которые можно использовать как растворитель (разбавитель) для уменьшения вязкости нефти ПК. Были проведены исследования на примере вязкой нефти Тазовского месторождения попоследовательной закачке оторочки газового конденсата (маловязкого растворителя) и воды.19Таблица 3 - Вытеснение ВГС нефти из модели пласта ПК1(Тазовское месторождение, опыт 35), 30ºС, проницаемости: погазу – 1,33 мкм², по минерализованной воде - 0,529 мкм², по нефти(с остаточной водой) – 0,922 мкм², длина*диаметр: 39,5*3,0 см, поровый объем – 113,4 см³, начальная нефте-насыщенность – 65,9 %,противодавление – 11,7 МПаКоэффициентвытеснениянефти, %Нефтенасыщ.,%Скоростьфильтрации,м/сутПроницаемостьпо воде,мкм²ВГС4,1171,019,11,47-Вода2,3974,416,91,480,074ФлюидОбъемПерепадзакачки, давления,п.о.МПамаксимальный/установившийся0,114/0,0239-/0,0250В перспективе применение растворителя облегчит транспорт добываемой нефти. В модели пласта закачивали оторочку растворителя (газового конденсата), затем, воду (или ВГС или растворПАА).

Объем закаченного растворителя вычитали из объема нефтина выходе. Основные выводы по результатам опытов:1. Предоторочка растворителя повышает эффективность вытеснения нефти водой: увеличивается безводный период (с 0,26 до0,32-0,36 п.о.) и коэффициента вытеснения нефти (до 70-71 %),снижается перепад давления при вытеснении нефти, закачка растворителя в пласт увеличит приемистость скважин и темп разработки залежи (таблица 4).Таблица 4 - Влияние объема оторочки растворителя на параметры вытеснения нефти газовым конденсатом и водойНомеропытаПроница- Объемемость закачкипо газу,конденсатамкм²/воды, п.о.Безводныйпериод,п.о.Коэффициентвытеснениянефти, %301,550,2650,433371,381,250,320,3670,770,40,00/4,28(опыт сравнения)0,20/4,810,40/10,1Проницаемостьповоде состаточнойнефтью,мкм²0,0370,0220,103208,270,200,178Проницаемостьпо воде, мкм20,0846Скоростьфильтрации***,м/сутМаксимальныйОбъем закачки,п.о.0,20Коэффициентвытеснениянефти, %41РастворительМинерализованнаявода*РастворительВГС***Перепаддавления, МПаТекущий40Флюид№ опы-та2.

Последовательная закачка маловязкого углеводородногорастворителя (газового конденсата) и воды (ВГС, раствора ПАА)является перспективным нетермическим методом увеличений нефтеотдачи пластов ПК (таблицы 5,6).Таблица 5 - Результаты фильтрационных опытов (Русскоеместорождение, 20 ºС)0,043701,1-0,008857,21,490,550,014401,56-4,590,0130,003955,81,539Примечания: * – раствор 12 г/л хлорида натрия; ** - с учетомнефтенасыщенности, *** противодавление 8,0 МПа.Текущий0,0215Проницаемостьпо воде, мкм20,03730,493Скоростьфильтрации**,м/сут0,20Коэффициентвытеснениянефти, %РастворительПерепаддавления, МПаМаксимальныйФлюидОбъемзакачки, п.о.Таблица 6 - Результат фильтрационного опыта №42 (Тазовскоеместорождение, 30 оС.)01,40-0,05 % ПАА1,720,49371,51,01Праестол 2540Минерали4,370,43077,30,95зованная вода*Примечания: * – раствор 12 г/л хлорида натрия; ** - с учетом нефтенасыщенности.21Нефти пластов ПК содержат большое количество нафтеновых кислот, что позволяет при щелочном заводнении получать эффективные ПАВ для повышения нефтеотдачи.

На примере Тазовского месторождения провели оценку взаимодействия растворовгидророксида и карбоната натрия с нефтью при температуре 30 оС ипри равном объемном отношении исходных фаз.Нефть с щелочными растворами образуются два типа средних фаз: среднефазные эмульсии (СФЭ) при низких концентрацияхщелочных реагентов и фазы высолившегося ПАВ («фаза ПАВ») привысоких концентрациях. Растворы щелочей могут иметь нефтевытесняющую эффективность в условиях Тазовского месторождения(рисунок 11).Рисунок 11 - Фазовое поведение нефть + раствор гидроксиданатрия при концентрации щелочи менее 0,1 %Исследование показало: низкоконцентрированный растворщелочи обладает способностью вытеснять вязкую остаточнуюнефть из моделей пласта Тазовского месторождения, но снижаетпроницаемость для воды породы пласта ПК Тазовского месторождения (в 13,3 раз).

Растворы ПАВ (Неонол АФ-9-12) не имеют фазовой и нефтевытесняющей активности в условиях Тазовского месторождения. Применение растворов ПАВ и щелочей для повышениянефтеотдачи пласта ПК1 не может быть рекомендовано из-за низкой нефтевытесняющей эффективности и их способности уменьшать проницаемость пористых сред для воды.22ЗАКЛЮЧЕНИЕОсновные итоги проведенных исследований1. Паровой конденсат, образующийся при закачке пара в пласт,приводит к превращению связнодисперсной системы (породы пласта ПК) в свободнодисперсную систему (глинисто - песчаную суспензию) и к потере породой коллекторских свойств.2.

Деминерализованная вода в условиях месторождений ПК приводит к набуханию и диспергированию глинистой породы коллектора.3. Охлаждение пласта ниже пластовой температуры приводит куменьшению степени вытеснения нефти водой.4. Исследование фильтрации показало, что дисперсия газа в воде(водогазовая смесь) по реологическим характеристикам близка кпластическим системам и описывается уравнением Q = F * (∆Р ∆Рпорог), близким по форме уравнению Бингама.5. Предложены новые нетермические методы добычи вязкой нефтиподгазовых оторочек пластов ПК: последовательная закачка маловязкого углеводородного растворителя и воды (водогазовой смесиили раствора ПАА).

В случае последовательной закачки растворителя и воды наблюдаются минимальные перепады давления прифильтрации, что важно при добыче нефти пластов ПК.6. Нетермические методы с использованием ВГС, при последовательной закачке оторочки газового конденсата (растворителя) водыили ВГС или раствора ПАА, в условиях пластов ПК (различные месторождения) вытесняют вязкую нефть с большими коэффициентами вытеснения нефти, чем термический метод закачивания горячейминерализованной воды.7. Если начальная нефтенасыщенность породы пласта Тазовскогоместорождения превышает 75%, то смачиваемость породы пластаПК меняется с гидрофильной на гидрофобную.

Обнаружена способность породы пластов ПК менять смачиваемость породы приконтакте с активной нефтью месторождений.8. Щелочное заводнение и применение растворов НПАВ не эффективно для повышения нефтеотдачи пластов ПК.Рекомендации, перспективы дальнейшей разработки темыРезультаты исследования водогазовых смесей и прочихнетермических методов добычи вязкой нефти пластов ПК, свойствпороды пластов ПК станут основой разработки технологий добычитрудноизвлекаемых запасов нефти ПК.23Результатыисследованийдиссертационнойработыиспользованы при разработке проекта опытной эксплуатацииТазовского месторожденияРезультаты исследований использованы при проектировании разработки Ваньёганского, Русского и Мессояхских месторождений.Основное содержание диссертации изложено в следующих работах:1. Хлебников, В.Н., Мишин, А.С., Андреев, О.П., Салихов,З.С.

и др. Способ разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа. Патент РФ №2390625. Опубликован 27.05.2010 Бюл№15.2. Мишин, А. С. Особенности методов добычи вязкой нефтиподгазовых оторочек сеноманского горизонта / А. С. Мишин, В. Н.Дубинич, Н. А. Сваровская, М. Н. Дадашев, В. Н. Хлебников //НТЖ «Химия и технология топлив и масел». – 2019. - N 3. - C. 2226.3. Хлебников, В.Н. Физическое моделирование термического воздействия на вязкую нефть и породу пластов ПК сенономанского горизонта.

Часть 1. Паротепловое воздействие на нефть и породу пластов ПК1 сеноманского горизонта / В.Н. Хлебников, А.С.Мишин, П.М. Зобов, С.В.Антонов, Д.А. Бакулин // Вестник ЦКРРоснедра.- 2012. – N 2.- С.40-45.4. Хлебников, В. Н. Физическое моделирование термического воздействия на вязкую нефть и породу пластов ПК сенономанского горизонта. Часть 2. Паротепловое воздействие и влияние температуры на эффективность вытеснения вязкой нефти минерализованной водой / В.Н. Хлебников, А.С. Мишин, П.М.

Зобов,С.В.Антонов, Д.А. Бакулин // Вестник ЦКР Роснедра.- 2012. - N 3. С.22-30.5. Хлебников, В. Н. Экспериментальное исследование механизма фильтрации водогазовых смесей / В.Н. Хлебников, А.М. Полищук, А.С. Мишин, С.В. Антонов, В.И. Кокорев, В.И. Дарищев,И.А. Ахмадейшин, К.А.

Бугаев и О.В. Чубанов // Вестник ЦКР Роснедра. - 2012. - N 6. - С.8-14.6. Хлебников, В. Н. Решение проблем добычи запасов вязкой нефти подгазовых оторочек сеноманского горизонта / В.Н.Хлебников, А.С. Мишин, П.М. Зобов, С.В.Антонов, Д.А. Бакулин //Нефтесервис. – 2010.

- N3(11). -C.33-36..