Диссертация (1172960), страница 26
Текст из файла (страница 26)
В результате экспериментовпо совместимости вод было принято решение о проведении фильтрационныхэкспериментов.Экстрагированныйкеросиномприкомнатнойтемпературеобразец,хранившийся в емкости, заполненной керосином, во избежание прямого контактаобразца и насыщающих его флюидов с воздухом после высверливания помещали вкернодержатель, где ступенчато обжимали до горного давления с шагом 2 МПа.Для удаления следов керосина через образец фильтровали 5 поровых объемовмодели нефти при комнатной температуре.200Фильтрацию пластовой нефти проводили на максимальных скоростях дляобеспечения максимального приближения к связанной водонасыщенностив начале эксперимента.
После этого установка термостатировалась при пластовойтемпературе 70 оС, и на 12 ч. устанавливалась стационарная фильтрация прискорости из расчета объема прокачки 5 поровых объемов. По достижении прокачкив 5 поровых объемов измеряли проницаемость образца. Скорость фильтрациифлюидов через образцы выбиралась близкой к реальной и составляла в пересчетена линейную скорость около 0,5 м/сут. Эксперимент был направлен на определениепредельного коэффициента вытеснения нефти пластовой водой путем условнобесконечной прокачки модели пластовой воды до полного установлениянасыщенности.После вытеснения пластовой водой оставшаяся нефть из образцадовытеснялась условно бесконечной прокачкой ИМВ с контролем по перепадудавления и последующим замером проницаемости.
Затем довытеснение пластовойи ионно-модифицированной водами повторялось. В одном экспериментепроводилась контрольная прокачка дистиллированной воды. Фактическиесвязанные водонасыщенности измерены методом групповой капилляриметрии привыдержке 45 сут. после завершения фильтрационных экспериментов.
Фактическиепоказатели для неэкстрагированных кернов оказались в 0,4–2,3 раза ниже, чемрасчетные, полученные на экстрагированном керне. Кроме того, наблюдалисьразличия в поровом объеме (до 2 % по сравнению с экстрагированным керном) иприрост проницаемости по газу.В процессе фильтрационных экспериментов проницаемость для керосинав 10 раз и более выше проницаемости для нефти после экстракции керосином, чтосвязано с эффектом гистерезиса.
Проницаемость для воды в процессе циклическойпрокачки пластовой воды и ИМВ постепенно возрастает и сопровождаетсядовытеснениемнефти.Увеличениекоэффициентавытеснения(приростоколо 0,01 доли ед.) при принудительной фильтрации с применением ИМВпроисходит постепенно. При этом при прокачке пластовой воды после ИМВувеличениекоэффициентавытеснениясоставляет 0,02доли ед.иболее.201Отмеченное создает предпосылки для применения ИМВ в качестве методаобработки призабойной зоны добывающих скважин.Для оценки возможных негативных последствий закачки композиции, несовместимой с пластовой водой, проведен эксперимент на водонасыщенномсоставном образце породы (длина – 26,7 см, средняя проницаемость по газу –39,7·10-3 мкм2,объемпор–35,2 мл).СодержаниеИМВнавыходеконтролировалось по плотности.
Плотность измеряли на пробах объемом 6 млоптическим плотномером АДМ-4. Результаты измерений приведены в таблице(Таблица 8.3).Таблица 8.3 – Результаты измерений на совместимость пластовой водыи ИМВНомерпробыСредний объем прокачки,поровый объемПлотность, г/см3Содержаниепластовой воды, %10,0851,111310020,2551,11079930,4251,111010040,5951,09788550,7651,09688460,9351,06404771,1051,04502581,2751,03701691,4451,02938101,6151,02665Примечание – Плотность ИМВ и пластовой воды составляет соответственно 1,0224и 1,1103 г/см3.До цикла 3 плотность на выходе из образца незначительно колебалась(изменения сопоставимы с погрешностью измерений), что свидетельствует оботсутствии ИМВ. Затем концентрация ИМВ возросла.
Прокачка последующих 6 мл(0,17 Vпор) показывает наличие до 15 % ИМВ. Далее содержание пластовой воды в202смеси начало снижаться. Таким образом, до 0,5 поровых объема пластовой водыбыли вытеснены ИМВ до того, как она появилась на выходе из образца.В процессе закачки ИМВ, характеризующейся меньшей вязкостью, чеммодель пластовой воды (см. Таблицу 8.2), снижение перепада давления составило3,7 %, что фактически означает рост приемистости и проницаемости в началезакачке ИМВ (Рисунок 8.7). На первом этапе, характеризующемся общим ростомприемистости и проницаемости, выделяются два пика (при прокачке 0,23и 0,66 порового объема). Первый пик характеризуется резким увеличениемперепада давления с последующим экспоненциальным спадом (Рисунок 8.7), емусоответствует незначительный прорыв ИМВ из образца.Рисунок 8.7 – Изменение перепада давления при прокачке ИМВПредположительно, это скачкообразное изменение является результатомвыпаденияосадканаосновномпутифильтрацииИМВ,чтопривелок перераспределению потоков.
Второму пику соответствует меньший скачокперепада давления. Минимальный перепад давления наблюдается при прокачкечуть менее 0,8 порового объема. При дальнейшей прокачке ИМВ перепад давленияувеличивается на фоне экспоненциального снижения содержания пластовой воды203в керне. Это может объясняться выпадением тонкодисперсного осадка, который незакупоривает полностью капилляры, но создает двухфазный поток вода/твердыечастицы, что снижает общую проницаемость модели.
Как показал эксперимент,непрерывная прокачка не существенно изменяет проницаемость для пластовойводы, что может быть обусловлено невысокой скоростью седиментации иконсолидации осадка в движущемся потоке.Такимобразом,предложеннойприменениеУниверситетомИМВ,приготовленнойг. Ставангера,можетпорецептуре,значительноснижатьабсолютную проницаемость для жидкости. Эта особенность может положительновлиять на изоляцию промытых зон в трещинах.На основании комплекса выполненных исследований было решеноиспользоватькомпозициюсионно-модифицированнымсоставомводыв промысловых условиях на одном из месторождений ЦХП.8.2.3. Результаты промысловых испытаний композиции ИМВПромысловые работы и анализ полученных результатов проводился авторомсовместносП.А. ГришинымИ.С.
Афанасьевым,иГ.Д. Федорченко,Н.И. Сыромятниковым,К.М. КовалевымВ.В. ПлынинымИ.М. Белобородов(АО «ВНИИнефть»),(АО «Зарубежнефть»),(ОАО «РМНТК «Нефтеотдача»),В.А. Клинчевым (ООО "СК «РУСВЬЕТПЕТРО»).Для залежей нефти Центрально-Хорейверского поднятия, насыщенныхтяжелыми, битуминозными, сернистыми, парафинистыми нефтями, сложенныхпорово-кавернозно-трещиноватымикарбонатнымиколлекторами,с преимущественно гидрофобной смачиваемостью, характерны низкие (до 0,4)значения коэффициента вытеснения нефти водой и быстрый прорыв водык добывающим скважинам.
В этих условиях закачка пластовой воды не являетсяоптимальным решением из-за низкой вытесняющей способности агента.Оценка эффективности агента вытеснения обычно долгий и затратныйпроцесс по закачке колоссальных объемов агента в нагнетательную скважину на204опытном участке или элементе системы разработки, который занимает годы, а приплотностях 25 га/скв и более.В связи с необходимостью оперативного поиска технологии повышенияэффективности добычи нефти, в текущих технико-экономических условиях, былопредложено провести исследования на единичной добывающей скважине.К скважине ОПР выдвигались следующие требования:– длительный период нахождения в эксплуатации;– отсутствие нарушений ЭК и заколонных перетоков;– высокая текущая обводненность;– наличие остаточных запасов нефти.В качестве кандидата была выбрана высокопроизводительная скважина 2206Висового месторождения (ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО», Группа компанийАО «Зарубежнефть»), эксплуатирующая залежь пласта D3fmIV с дебитом пожидкости более 200 м3/сут.
и обводненностью 90 %. Пласт в районе этой скважиныхарактеризуется высокой проницаемостью, низкой трещиноватостью, при этомтекущая высокая обводненность скважины не соответствует ее относительнонебольшой накопленной добыче нефти, что наблюдается также и по ближайшемуокружению. При исследовании обсадной колонны нарушений не было выявлено.Программа исследований предусматривала:1) продолжительную работу скважины кандидата без ремонтов более 1 года;2) остановку скважины на 30 сут.
для оценки эффекта от остановки;3) отработку, определение базового уровня добычи;4) закачку ИМВ;5) выдержку 30 сут.;6) перевод скважины в добычу.Задачей исследований являлось фактическое определение характеристикдобывающей скважины до и после ОПР для качественного определения эффекта отзакачки ИМВ. Для оценки эффекта гравитационного разделения нефти и воды(сегрегации)прирасчетеобщегоэффектаскважинапредварительноостанавливалась на период, равный периоду пропитки при закачке ИМВ. На основе205этого оценивались параметры работы скважины, а дополнительная добыча нефтирассчитывалась вычитанием добычи до ОПР из полученной добычи после закачкиИМВ.ИМВготовиласьпорцияминамобильнойкомплекснойустановкедозирования реагентов (Рисунок 8.8) и закачивалась в скважину с помощьюагрегата ЦА-320 при давлении закачки ниже давления ГРП (до 8 МПа,Рисунок 8.9).
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
