Диссертация (1172960), страница 27
Текст из файла (страница 27)
Один цикл приготовления и закачки занимал порядка 3–5 дней, приобщем количестве 12 циклов и итоговом объеме закачки 2000 м3 ИМВ. Каждаяпорция ИМВ готовилась на основе пресной воды из заданного количествахимреагентов с лабораторным контролем композиции по каждой емкости. ДизайнОПР составлялся с использованием функции закачки низкоминерализованнойводы, настроенной на данные эксперимента по самопроизвольной пропиткеобразца неэкстрагированного керна составом ИМВ.Рисунок 8.8 – Обустройство и приготовление ИМВ на скв. 2206Висового месторождения206Рисунок 8.9 – Изменение давления закачки ИМВ по цикламПрииспользованиипоршневойнасоснойустановки ЦА-320точноеизмерение давления на линии затруднительно, поэтому при закачке определенысредние показания.
Динамика начального и конечного давления закачки показаланаличие эффекта падения проницаемости пласта по воде, что может расцениватьсякак косвенное свидетельство доотмыва нефти в процессе закачки ИМВ.После ОПР замерялись показатели минерализации добываемой воды,которые должны дать оценку возможных реакций в пласте (Рисунок 8.10).207Содержание солей, г/л10001001010.10510152025303540День отбора пробы воды после ОПРГидрокарбонатыКальцийОбщая минерализацияСульфатыМагнийПластовые показателиХлоридыНатрий+КалийРисунок 8.10 – Динамика минерализации воды после ОПРНа рисунке 8.10 в точке 0 приведены данные по закачиваемому составуИМВ, и далее мы можем увидеть, что содержание солей асимптотическистремиться к начальному пластовому.
Необходимо отметить, что наблюдаетсясущественное превышение хлоридов над пластовыми водами (сплошные линии),что вероятно связано с отклонением этого показателя по скважине 2206 от среднегозначения, принятого для залежи. По гидрокарбонатам наблюдается высокаяизменчивость концентрации, но их содержание очень мало и составляет менее0,3 г/л. Эти колебания могут быть следствием внешних факторов.
Концентрациясульфатов в закачиваемой воде превышала пластовую и их концентрацияэкспоненциально падает, особенно существенное падение в первый день, котороесоставляет 3,67 раза, общая минерализация за первые сутки возрастает в 2,87 раза.Поведение сульфатов, как индикатора активного комплекса представляетнаибольший интерес, поэтому они исследовались отдельно (Рисунок 8.11).208Рисунок 8.11 – Динамика реакции ИМВ с пластовой водой и полученные результаты вдобываемой воде после ОПРИз рисунка 8.11 видно, что подавляющее большинство сульфатов из ИМВвступает в химическую реакцию с пластовой водой с результатом в видеобразования гипса. Проведенные дополнительные лабораторные исследованияпроцесса смешения закачиваемой и пластовой вод показали хорошую сходимостьсфактическимипромысловымиданными.Очевидно,чтоэффективноевзаимодействие ИМВ с породой и изменение смачиваемости происходят приконцентрации ИМВ, близкой к начальной, и быстро снижаются при смешениис пластовой водой.
При этом концентрация ИМВ при смешении с пластовой водойснижается не линейно, а значительно быстрее из-за протекания химическихреакций, что не учитывалось при расчете с использованием функции закачкинизкоминерализованной воды на гидродинамическом симуляторе.209К сожалению, исходя из полученных результатов, был сделан вывод, чтоиспользование данной композиции ИМВ в исходном виде представляетсянедостаточно эффективным агентом в связи с большой реакционной способностьюпластовых вод. Требуется доработка состава ИМВ к условиям участка ОПР иповторная проверка эффективности технологии.8.2.4.
Технология для заводнения карбонатных пластов ИМВ водойс конкретным ионным составомИсследования по совершенствованию состава воды для конкретныхпромысловых условий проводились далее на основе выше изложенныхметодических подходов. При этом целью исследований являлось увеличениекоэффициента нефтеотдачи за счет повышения эффективности вытеснения нефтии увеличения охвата пласта воздействием при заводнении карбонатных залежейс гидрофобной или смешанной смачиваемостью с ионно-модифицированной водыс конкретным детальным ионным составом, который обеспечивает максимальноеизменение смачиваемости породы в сторону гидрофилизации, что в итоге должнопривести к извлечению дополнительной нефти за счет прироста коэффициентоввытеснения и охвата.По результатам работы получен патент [45], авторами которого являютсяспециалисты АО «Зарубежнефть», АО «ВНИИнефть», ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО»: С.И.
Кудряшов, А.В. Дашевский, И.С. Афанасьев, Г.Д. Федорченко,П.А. Гришин, А.В. Фомкин, В.А. Клинчев.Автор диссертационной работы участвовал в разработке методикиисследований по подбору состава ИМВ и анализе результатов исследований.Поставленные задачи решаются за счет того, что состав ионномодифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта включает ионыгидрокарбоната, сульфата, хлора, кальция, магния, натрия, калия при следующемсоотношении компонентов (Таблица 8.4).Таблица 8.4 – Состав ионно-модифицированной воды210№КомпонентыСодержание, мг/л1Гидрокарбонаты (НСО3-)2Сульфаты (SO42-)9100-93003Хлор (Cl-)4300–45004Кальций (Са2+)450–5505Магний (Mg2+)1050–11006Натрий (Na+)4500–50007Калий (К+)110–130350–420Заданный ионный компонентный состав для конкретных геолого-физическихусловий получают путем растворения в пресной воде заданного количестваследующих солей (Таблица 8.5).Таблица 8.5 – Состав солей для получения ИМВСольАК, мг/лК+, мг/лА-, мг/л,MgCl24,231,083,15NaНСО30,170,050,12Na2SO413,634,419,22СаCl21,440,520,92КCl0,740,390,35Методика подбора состава ИМВ под условия конкретного месторождениязаключается в следующем:1.
На первом этапе определяют минералогический и элементный составпороды, компонентный ионный состав пластовой воды, компонентный составнефти и содержание в ней активных веществ (кислот).2. Определяют смачиваемость породы, ее тип и источник (в случаегидрофобности).2113. Определяют реакционную активность поверхности породы при закачкеводы различного ионного состава с проведением контрольного определенияс использованием дистиллированной воды.4. После этого определяют начальные капиллярные силы (до воздействия).5.
Подбирают состав ионно-модифицированной воды, обеспечивающиймаксимальную реакционную способность с поверхностью породы.6. Определяютизменениекапиллярныхсил(послевоздействия)и смачиваемости.7. Для проведения исследований используют керновый материал, нефтьи пластовую воду конкретного месторождения. Керн подвергают экстракцииагентами, не меняющими его смачиваемость в целях сохранения начальногосостояния. Затем образцы керна насыщают нефтью и выдерживают в нефтис цельюгарантированноговосстановленияпластовыхсвойстввчастисмачиваемости.8.
После этого определяют совместимость ионно-модифицированнойи пластовой вод.Оптимальныйсоставионно-модифицированнойводыпроверяютв эксперименте по самопроизвольной капиллярной пропитке и в эксперименте попринудительному вытеснению нефти пластовой и ионно-модифицированнойводой.Определяют коэффициенты довытеснения нефти ионно-модифицированнойводой при пропитке и вытеснении, время реакции, фазовые проницаемости привытеснении, изменение проницаемости для различных вод (пластовой и ионномодифицированной) и их смесей.При этом образцы керна берут из различных частей залежи, чтобы оценитьэффект для пород с различной смачиваемостью.Рассмотрим пример подбора состава ИМВ для конкретных условий.
Дваобразца керна, преимущественно гидрофобный и со смешанной смачиваемостью.помещают на капиллярную пропитку в пластовую воду. Определяют для пластовойводы предельные коэффициенты вытеснения нефти Квыт после стабилизации212значения Квыт. Затем пропитывающую образцы воду заменяют на ионномодифицированную. После определенного времени выдержки, необходимого напротекание реакции, происходит вытеснение дополнительного объема нефти.Определяютпредельныедляионно-модифицированнойводы Квыт(послестабилизации значения), которые составляют 0,305 и 0,505 соответственно(прирост Квыт относительно пластовой воды 0,19 и 0,215 соответственно).Для контроля полученных значений и определения максимальногопотенциала изменения смачиваемости образцы промывают раствором ПАВ,в результате определяют предельный Квыт.
Пример изображен на рисунке (Рисунок8.12). Согласно данному примеру, максимально достижимые Квыт составляют 0,65и 0,83 соответственно. Таким образом, применение ионно-модифицированнойводы позволяет достичь Квыт = 0,305 из потенциально возможных 0,65 (~47 % отпотенциала) для гидрофобного коллектора и Квыт = 0,505 из потенциальновозможных 0,83 (~61 % от потенциала) для коллектора со смешаннойсмачиваемостью.Рисунок 8.12 – Динамика коэффициента вытеснения при капиллярной пропитке керна дои после использования состава ионно-модифицированной воды213Затем на образцах определяют фазовые проницаемости при циклическойсмене агента воздействия (пластовая вода/ионно-модифицированная вода).
Примерприведен на рисунке (Рисунок 8.13).Рисунок 8.13 – Фазовые проницаемости при циклической смене агента воздействияПримериспользованныхврамкахэкспериментацикловприведенв таблице (Таблица 8.6).Таблица 8.6 – Сравнительная таблица результатов фильтрации различныагентов, включая ИМВ, на образцах керна Висового месторожденияТекущаяЭтапводонасыщенность, %Квыт, Подвиждолиностьед.флюидаК нефти,К воды,10 мкм10 мкм-32-32ОбъемСкоростьпрока-фильтра-чанный, м ции, мл/ч3ОбъемОбъемвытес-вытес-неннойненнойнефти, мл воды, мл130,750,00994,760,0094,748000,129,080,000130,060,0043,96600,05342,460,000310,000,1558,560,40444,130,000180,000,09117,860,0500,2940,314ФазаКеросинМодельнефтиПластоваяводаУмнаявода214547,480,3560,000470,000,236960,10649,150,3760,000350,000,1760,3360,050750,820,3970,000450,000,2240,860,050ПластоваяводаУмнаяводаПластоваяводаИз рисунка 8.13 и таблицы 8.6 видно, что фазовая проницаемость для ионномодифицированной воды (точки 4 и 6) существенно меньше, чем для пластовойводы (точки 3, 5 и 7).
Это означает, что ионно-модифицированная вода вступаетв реакцию с породой (и пленкой нефти) и при ее движении вдоль поверхностивозникаетдополнительноесопротивление(засчетэлектрохимическоговзаимодействия), а также мобилизует ранее неподвижную нефть (за счет изменениясмачиваемости и «отлипания» нефти от поверхности породы). Пластовая вода вреакцию не вступает, поэтому по ней фазовая проницаемость выше, чем по ионномодифицированной воде.Появление дополнительного объема подвижной нефти при воздействииионно-модифицированной водой приводит к падению фазовой проницаемости поводе и, соответственно, росту фазовой проницаемости по нефти.
При этом значениефазовой проницаемости для первого цикла закачки ионно-модифицированнойводы (точка 4) меньше, чем для второго цикла. Это связано с тем, что эффект напервом цикле больше (оказано воздействие на большую площадь поверхности имобилизован больший объем нефти), чем на втором и последующих (предельновесь эффект может быть получен уже на первом цикле).Соответственно, чем больше разница между объемами мобилизированнойнефти на разных этапах, тем больше разница между фазовыми проницаемостямипо воде. Схожая ситуация наблюдается и для фазовых проницаемостей дляпластовой воды (точки 3, 5 и 7).
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
