Диссертация (Разработка и совершенствование методов борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин), страница 9

На основании этих данных А.А. Казаков [90] и Б.Ф. Сазонов [91]рекомендовали для проведения ФОЖ позднюю стадию разработки залежи. Помнению А.А. Казакова [92] при проведении ФОЖ на залежи, находящейся вначальной стадии разработки, КИН за безводный период снижается, а конечныйостается неизменным.

ФОЖ в этом случае сокращает срок разработки, неуменьшая КИН. С другой стороны И.И. Абызбаев [93] отметил, что при базовойобводненности продукции выше 0,9 д.ед. в скважинах, где проводился ФОЖ,обводненность обычно уменьшается. Аналогичную тенденцию отметила и А.Н.Горбатова [94].Влияние степени выработанности запасов нефти на эффективность ФОЖпроанализировано А.Ю. Мосуновым, В.П. Соничем и Н.А. Черемисиным [95]. Напримере объекта АС10 Лянторского месторождения ими показано, что сувеличением текущего КИН залежи эффективность ФОЖ уменьшается. Всескважины с отрицательным эффектом от ФОЖ как гидродинамического МУНнаходилисьвзонахснизкойтекущейнефтенасыщенностьюивнепосредственной близости от нагнетательных скважин.Влияние энергетического состояния залежи на эффективность ФОЖпоказано в работе [96] на примере объекта БВ8 Самотлорского месторождения.Отмечено, что прирост отборов жидкости по форсируемым скважинамобеспечивается в том числе за счет снижения дебитов окружающих скважин.Последнее составило 35,0 – 40,0 % от величины повышения отборов пофорсированным скважинам.

Факт интерференции скважин при проведении ФОЖподтверждается результатами промыслового эксперимента, проведенного Р.Г.Галеевым на участке Бавлинского месторождения [97]. По мнению автораусловием успешности ФОЖ является его внедрение в группе компактнорасположенных скважин с близкой обводненностью при скомпенсированности44отбора жидкости закачкой. Такие же выводы по результатам статистическойобработки промысловых данных делает А.А.

Казаков [90].О.Э. Цинкова в работе [98] указывает, что ФОЖ эффективен в условияхвертикальнойпроницаемостнойнеоднородностипласта.Еевлияниенаэффективность ФОЖ объясняется определяющим влиянием на величинуостаточных запасов нефти при высокой обводненности продукции скважин. К.С.Баймухаметовым и В.Р. Еникеевым [99] отмечено, что при проведении ФОЖ долянефти в продукции скважин увеличивается за счет увеличения отбора жидкостииз наименее продуктивных пропластков.ОписанноеэффективностьвлияниеФОЖнепроницаемостнойкасаетсянеоднородноститрещинности,пластавлияниенакоторойпротивоположно. В частности, оно проявилось при сравнении результатов ФОЖна Туймазинском и на Сергеевском месторождениях.

По мнению В.Р. Еникеева иЮ.А. Козлова [100] причиной сравнительно низкой эффективности ФОЖ наСергеевском месторождении является повышенная трещиноватость пород.По мнению В.Р. Еникеева и Ю.А. Козлова [100] благоприятствующимусловием эффективности ФОЖ является удаленность скважины от зонынагнетания или текущего положения контура нефтеносности, что обусловливаетобразование застойных зон с целиками остаточной нефти. Аналогичные условиясоздаются и в присводовых участках залежи [101, 102].Проведение ФОЖ на залежах высоковязкой нефти оказывается наиболееэффективным, что объясняется отрицательным влиянием данного фактора наэффективность традиционного заводнения [97].

Кроме того, по данным С.Т.Овнатанова [41] при отношении вязкостей нефти и воды в пластовых условияхвыше единицы пъезопроводность заводненной части пласта становится выше,чем нефтенасыщенной, что при ФОЖ приводит к межпластовым перетокам.Данные выводы подтверждают также М.М.

Саттаров и И.Х. Сабиров [103].В.В. Исайчевым, В.А. Казаковым и В.Л. Андреевым [104], а также И.Н.Шустефом и Н.Е. Стадниковым [105] показано, что ФОЖ эффективен вскважинах ВНЗ с разделяющей глинистой перемычкой.451.4 Физико-химические методы и технологии увеличения охвата нефтяногопласта заводнениемНа нефтяных месторождениях нашли широкое применение физикохимические методы увеличения охвата пласта заводнением (УОПЗ).

Среди них впервую очередь необходимо выделить технологии, оказывающие масштабноевоздействие на пласт, реализация которых требует как капитальных вложений,так и текущих в связи с необходимостью закачки в пласт больших объемоврабочих оторочек. Прежде всего это – методы полимерного и щелочно-ПАВполимерного заводнения нефтяного пласта.1.4.1 Метод полимерного заводнения нефтяного пластаМетод полимерного заводнения нефтяного пласта [106, 107, 108, 300]заключается в искусственном повышении вязкости нагнетаемой в пласт водыпутемрастворениявнейПАА.Цельюметодаявляетсяборьбасязыкообразованием фронта вытеснения нефти водой.

Начинать полимерноезаводнение с технологической точки зрения рекомендуется с вводом на залежизаводнения, с экономической же − по достижению высокой обводненности еепродукции.Агентамиполимерногозаводненияявляютсявысокомолекулярныеполимеры трех типов: на основе акриламида (особенно гидролизованныеполиакриламиды), полиэтиленоксиды и полисахариды. В качестве перспективныхагентовиспытываютсякомбинированныеполимеры(HPS–гидридныеполимерные системы): HPAM − загущенный анионный полиакриламид, LVwDP –низкомолекулярный диспергированный полимер, KYPAM – полиакриламид,«толерантный» к минерализации воды и температуре и другие [300].Из последних патентов, использующих полимерные составы, следуетотметить [313], а также [314, 315, 316].

Согласно патенту [301] в пластзакачивается раствор неассоциативных гидрофильных полимеров в такомсоотношении, чтобы они адсорбировались на породе коллектора, а далеезакачивается раствор ассоциативных полимеров. Первые адсорбируются на46поверхности породы, а вторые не адсорбируются, т.к. образование многослойныхадсорбционных слоев посредством гидрофобных связей невозможно.Основные объекты полимерного заводнения расположены в Китае и вСША.

Например, месторождение Bohai Bay в Китае, разрабатывается с 1993 г. сиспользованием 9-точечнойсистемы заводнения при расстояниимеждускважинами 350 м [317]. Вязкость пластовой нефти составляет 70,0 сПз.Полимерное заводнение начато при высокой обводненности продукции 60,0 −80,0 %. Закаченная в пласт полимерная оторочка составила 23 % от объема порпласта.Врезультатеотмеченоуменьшениеобводненностипродукциицентрального участка залежи и заметное увеличение добычи нефти.1.4.2 Метод щелочно-ПАВ-полимерного заводнения нефтяного пластаМетод щелочно-ПАВ-полимерного заводнения (ASP) предложен в 1984 г.(R.С.Nelson, компания Shell) в качестве метода увеличения охвата нефтяногопласта заводнением и коэффициента вытеснения из него нефти.

Однако развитиеданный метод получил в последние годы. Метод заключается в нагнетании впласт оторочки, включающей растворы щелочи, ПАВ и полимера. Механизмвоздействия данного метода заключается в следующем:уменьшение соотношения подвижностей вытесняющего агента ипластовой нефти, позволяющее увеличить охват пласта заводнением;уменьшение поверхностного натяжения на границе фаз вследствиеобразования дополнительных ПАВ, «родственных» закачиваемым, за счетвнутрипластовой реакции щелочи и кислотных компонентов нефти; ПАВ наоснове нефтяных сульфанатов в щелочнойсреде позволяют достигатьнеобходимых сверхнизких значений поверхностного натяжения;уменьшение потерь химических реагентов (полимеров и ПАВ) за счетуменьшения адсорбции благодаря воздействию щелочи.При лабораторном моделировании вытеснения нефти из керна даннымсоставом остаточная нефтенасыщенность близка к нулю.47ВпоследниегодывыполненыдесяткипилотныхпроектовASP.Масштабное применение технологии проводилось дважды в США, три проектаосуществлено в Китае.

Типовой процесс включал закачку оторочки ASP объемом20,0 − 40,0 % от порового объема, проталкиваемой полимерным «поршнем» [318].Типовые величины концентраций компонентов в оторочке ASP следующие:щелочи − 1,0 %, ПАВ − 0,3 %, полимера − 0,1 %. К примеру, компаниейPetroChina с 1994 г. осуществлено шесть пилотных проектов на месторожденииDaqing (Китай) и три полномасштабных проекта ASP в пластах с различнымколлектором (песчаник и конгломерат) [319].1.4.3 Потокоотклоняющие технологииНа нефтяных месторождениях РФ из физико-химических методовувеличения охвата нефтяного пласта заводнением наиболее широкое применениеполучилипотокоотклоняющие технологии(ПОТ)в основномс цельювыравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин (ВПП).

Для этойцели используются осадко или гелеобразующие составы, основное требование ккоторым − селективность экранирования высокопроницаемых пропластковпродуктивного пласта. Т.е. образование гелей или сохранение их реологическихсвойств должно происходить лишь в них.Сущностькаждойпотокоотклоняющейтехнологиивосновномопределяется используемым составом и характером его применения.

Похимической природе составы, используемые в ПОТ, подразделяются на:полимерныеcоставы на основе органических материалов, включающие сшитыесоставы,полимер-дисперсныесистемы,составынаосновеорганических формальдегидных смол и др.;cоставы на основе элементоорганических соединений, включающиекремнеорганические составы, алюмоорганические, титанорганические и др.;cоставы на основе неорганических материалов, включающиесиликаты и алюмосиликаты, соли алюминия и др.;48комбинированныесоставынаосновеполимер-дисперсных,эмульсионно-полимер-дисперсных, силикат-щелочно-полимерных, волокнистодисперсных и древесноволокнистых систем.По своим физико-химическим свойствам составы, используемые в работахпо увеличению охвата пласта заводнением, подразделяются на:гелеобразующие;осадкообразующие;отверждающиеся;гидрофобизирующие поверхность горной породы;пенные системы.По текущему физико-химическому состоянию используемые составыможно подразделить на две категории:геланты – гелеобразователи, вещества или составы, позволяющиеполучить в растворе гель;гели – составы со сформировавшимися реологическими свойствами.Ниже представлена дифференциация потокоотклоняющих технологий поприроде закачиваемого в пласт геланта и по принципу образования из них геля.Технологиинаоснове«реоэкранирующих»составов.Составы,используемые в данных технологиях, являются гелебразующими с низкойисходной вязкостью, обусловливающей высокую селективность проникновения ввысокопроницаемыепропласткипроницаемостно-неоднородногопласта,аобразовавшийся там гель имеет высокую вязкость с начальным напряжениемсдвига.