Диссертация (1172960), страница 25
Текст из файла (страница 25)
При кратном повышении содержанияионов кальция в воде по сравнению с морской водой эффективность вытеснениятакже возрастает. Составы вод приведены на рисунке 8.5, на котором видно, чтоморская вода содержит меньше ионов натрия и кальция, кроме того, в нейприсутствует небольшое количество сульфатов (Рисунок 8.5). Минерализацияморской воды в 2 раза ниже минерализации пластовой воды месторожденияEkofisk.194Рисунок 8.5 – Состав вод, закачиваемых на месторождении Ekofisk (Норвегия)В работах [13; 43; 84; 88; 91; 93; 96; 97] в качестве основного механизма,обеспечивающего повышение нефтеотдачи, рассматривается ионный обмен. Приэтом практически все авторы сходятся во мнении, что ключевую роль играютдвухвалентные катионы кальция, магния и сульфат-анион.
Для объясненияэффекта прироста КИН в результате применения низкоминерализованных водв работе [97] исследованы следующие процессы: 1) ионный обмен; 2) растворение;3) изменение межфазного натяжения и капиллярных сил. Рассмотрим подробнеерезультаты и подходы к исследованию этих факторов, так как в работе [97]уделялось большое внимание фундаментальному исследованию поверхностидоломитов и известняков. Показано наличие эффекта довытеснения нефтинизкоминерализованными водами.В экспериментах по капиллярной пропитке установлено изменение угласмачивания на ровной поверхности породы.
Для доломитов характерно уменьшениеугла смачивания до 5о, для известняков – более 5о с увеличением эффекта применьших исходных углах смачивания (гидрофобность). Изменения угла смачиванияпороды коррелируются с изменениями дзета-потенциала (с положительного наотрицательный), характеризующего двойной электрический слой.195Авторами рассмотрены четыре модели воды: 1) пластовая; 2) морская; 3) 25кратно разбавленная морская; 4) 25-кратно разбавленная морская, ионностабилизированная в карбонатной крошке. Показано уменьшение эффективности вряду 4→2→3. Однако с этими результатами сложно согласиться, так как выборкаобразцов по исходной смачиваемости очень неравномерна, и можно с таким жеуспехом сделать вывод, что эффект не зависит ни от разбавления, ни отстабилизации, а только увеличивается с уменьшением угла смачивания (ростомгидрофобности).
В низкоминерализованной воде наблюдается растворение породыскелета, что можно рассматривать как вторичный механизм, имеющийсущественное значение на единичных образцах, но в связи с быстрым насыщениемводысольюэтотМинералогическиеэффектбудетособенностинезначителенсущественноввлияютпластовыхнаусловиях.эффективностьприменения технологии. На основании данных о дзета-потенциале адгезия междудоломитом и нефтью сильнее, чем между карбонатом и нефтью.
Авторы работы[96; 98] считают, что изменения межфазного натяжения существенно не влияют наположение границы фаз, которое больше определяется силами адгезии нефтик карбонатной породе.Большинство указанных выводов не вызывает сомнений. Однако выборнеравномерно распределенных по углам смачиваемости образцов и диапазоныисследований вод разных составов не позволяют сделать системных заключенийо влиянии состава воды на угол смачивания. Если предположить, что основнымфактором является капиллярное давление, то можно оценить значимость влиянияразличных вытесняющих агентов на его изменение. Относительное изменениекапиллярного давления для произвольного капилляра, связанное с изменением угласмачивания и межфазного натяжения, определяется по уравнению (8.1):р рк 2 s1 cos 1 s 2 cos 2s cos 2рк к1 1 2,р к1s1 cos 1s1 cos 1где(8.1)рк1, рк2 – капиллярное давление соответственно до и после замены воды, Па;196s1, s2 – межфазное натяжение соответственно до и после замены воды, мН/м;1, 2 – угол смачивания соответственно до и после замены воды.Исходя из приведенной формулы (8.1), а также данных об изменениях угловсмачивания и межфазного натяжения, оценим относительное изменениекапиллярного давления в карбонатной породе (Таблица 8.1).
Средневзвешенноеизменение угла смачивания рассчитывалось по результатам предельной выдержкив пластовой воде и воде измененного состава. Из таблицы 8.1 видно, чтонаибольшее относительное снижение капиллярного давления достигаетсяв присутствии морской воды для образцов карбонатной породы с нейтральнойсмачиваемостью (Таблица 8.1).Таблица8.1–Относительноеизменениекапиллярногодавленияв карбонатной породеМодель водыПараметрыМежфазное натяжение нефть – водапри температуре 25оС, мН/мИзменение межфазного натяжения, %Среднее уменьшение угла смачивания,градусСредний угол смачивания пластовойводой, градусИзменение капиллярного давления, %123411,87,213,18,80-3911-25,40/09,5/5,7511,5/011,25/00/088,25/65,75 61/130,25131,5/950/0-289,8/25,7 -48,7/-1143,3/25,4Примечание – В числителе приведены данные для карбонатов, в знаменателе – длядоломитовНелинейная, немонотонная, прерывающаяся в окрестностях исходного угласмачивания 90° функция соотношения косинусов углов смачивания затрудняетанализ изменения капиллярного давления.
Однако очевидно, что максимальныйэффект от изменения угла будет достигаться в зонах преимущественногидрофильного(36–72о),промежуточного(72–108о)ипреимущественногидрофобного (108–144о) смачивания, а его изменение в зависимости от197межфазногонатяжениябудетиметьлинейныйхарактер,чтокосвенноподтверждается данными таблицы 8.1.8.2.2. Исследования по подбору рецептуры ИМВдля конкретного объекта разработкиЭти исследования выполнялись автором совместно с П.А. Гришиными К.М. Ковалевым [13].В качестве нефтепромыслового объекта для подбора метода и егопоследующего испытания был выбран пласт Д3 одного из месторожденийЦентрально-Хорейверского поднятия.
Первая стадия исследований по подборуионно-модифицированнойкоэффициентавытесненияводы,наобеспечивающийобразцахкернамаксимальныйипластовыхприростфлюидовместорождения ЦХП была проведена в Университете г. Ставангера (Норвегия) позаранее согласованной методике. Составы вод, используемых в экспериментах,приведены в таблице (Таблица 8.2).Таблица 8.2 – Составы вод, используемых в экспериментахПараметрыИМВМодель пластовой воды ЦХПОбщая минерализация, г/л25,52190,873Плотность, г/см1,013/0,9981,107/1,0921,026/0,4771,313/0,622Вязкость, мПа.сКонцентрация ионов, мг/л:Na+ и К+Са2+Mg2+ClHCO3SO42BrJ-4850520108044301209220005584096401710106 45019077000Примечание – В числителе приведены значения параметров при температуре 25 оС,в знаменателе -70 оС.198Особенностью пластовой и вытесняющей вод является высокое содержаниеSO4 2-, Ca2+, Na+ и К+.Целью исследований являлся подбор состава ИМВ, обеспечивающегомаксимальный прирост коэффициента вытеснения нефти на образцах кернаи пластовых флюидов месторождений ЦХП.Сначала образцы были пропитаны пластовой водой.
При контакте с нейизменений смачиваемости породы не наблюдалось. Для образца № 1 предельноесамопроизвольное вытеснение пластовой водой нефти составило 10 %, для образца№ 2 – 28 %. Таким образом, был сделан вывод, что один образец выраженногидрофобный, другой – промежуточной смачиваемости. После достиженияпредельного самопроизвольного вытеснения пластовой водой жидкость пропиткибыла заменена на ИМВ при пластовой температуре. Для составов, показавшихнаилучший эффект, увеличение коэффициента вытеснения началось только через10 сут. выдержки. За последующие 2 мес.
для обоих образцов увеличениекоэффициента вытеснения составило около 20 %.На следующем этапе в морскую воду было введено катионное ПАВ (КПАВ)(додецилтриметиламмонийбромид), способное изменять смачиваемость породыдаже при температуре 20–30 оС. При массовой концентрации 1 % (вышекритической массы мицеллообразования) достигается достаточно высокоемежфазное натяжение, равное 1–2 мН/м. При таком межфазном натяжениикапиллярные силы все еще достаточно высокие. Оба образца отреагировали навведение КПАВ: предельный коэффициент вытеснения достиг соответственно 87и 64 %.Всего было исследовано более 250 составов ИМВ, однако для проведенияопытно-промышленных работ (ОПР) данных о составе ИМВ было недостаточно.Оставались открытыми вопросы совместимости закачиваемой и пластовой води возможных негативных последствий от выпадения осадка.Исследование совместимости пластовой, модели пластовой и ионномодифицированной вод проводилось лабораторным методом в АО «ВНИИнефть»[13].
Модельные воды в объеме 1 л приготавливали по рецептуре, приведенной199в таблице (Таблица 8.2). В качестве пластовой воды была использована проба изскв. 9-Р. Приготовленные растворы пластовой воды и модели воды смешивалив соотношении 1 : 1 и термостатировали в течение 1 сут. при температуре 70 оС.Визуально контролировались наличие и количество осадка (Рисунок 8.6). Осадокотделяли методом фильтрации через фильтровальную бумагу.Рисунок 8.6 – Результаты смешивания ИМВ с моделью (а) и пробой (б) пластовой водыПри смешивании 12 мл ИМВ с 12 мл модели пластовой воды или 12 млобразца воды из скважины при пластовой температуре (70 оС) наблюдалосьвыпадение осадка: 3,25 мл/л – для модели пластовой воды (2,6 г/л); 4,50 мл/л – дляобразца воды из скважины (3,0 г/л). При промывке на бумажном фильтре частьосадка растворялась.
После отделения осадка (декантирования) и смешивания егос 24 мл модели пластовой воды или 24 мл образца воды из скважины наблюдалосьрастворение ориентировочно 70–75 % объема осадка. Опыт проводился притемпературе 70 оС, т. е. при двукратном избытке пластовой воды (по сравнению спервоначальным) осадок растворяется не полностью.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
