USD 73.9968

-0.36

EUR 89.6249

-0.31

BRENT 68.83

0

AИ-92 45.34

+0.03

AИ-95 49.08

0

AИ-98 55.04

+0.01

ДТ 49.35

-0.01

9 мин
121
0

Влияние геолого-физических характеристик продуктивных пластов и свойств пластовых флюидов на выбор вытесняющего агента при заводнении

Влияние геолого-физических характеристик продуктивных пластов и свойств пластовых флюидов на выбор вытесняющего агента при заводнении

Практика разработки нефтяных месторождений показала, что главной особенностью традиционного способа поддержания пластового давления путем закачки в пласт воды является неравномерность распределения воды в пласте, при котором обводняются пласты с лучшими фильтрационными характеристиками. При этом невыработанными остаются менее проницаемые пласты и пропластки. Неравномерность процесса заводнения и неполная выработка запасов объясняются проницаемостной неоднороднотью и сложностью геологического строения продуктивных пластов, трудностью регулирования процесса вытеснения нефти водой из залежей с большой вязкостной неустойчивостью вытесняемого и вытесняющего агента, а также отсутствием радикальных методов ограничения отбора воды из скважин, эксплуатирующих частично обводненные пласты. В связи с этим актуальной является задача увеличения коэффициента вытеснения нефти применяемым агентом заводнения. Для этой цели можно применять как воду с различной степенью минерализации, так и с добавкой различных химических реагентов, улучшающих нефтевытесняющие свойства воды, ее вязкость и поверхностно-активные свойства. Каковы наиболее распространенные сегодня способы заводнения и в чем их особенности? Об этом читателям Neftegaz.RU расскажут специалисты ООО «РН-УфаНИПИнефть» в цикле публикаций, которая начнется настоящей статьей, посвященной вопросам влияния минерализации закачиваемой воды на проницаемость и нефтеотдачу коллекторов. 

Влияние минерализации закачиваемой воды на проницаемость и нефтеотдачу низкопроницаемых глинизированных коллекторов 

Растворенные в закачиваемой воде соли в максимальной степени влияют на низкопроницаемые коллектора, в особенности при большом содержании глин – так называемые глинизированные коллектора. Данной проблеме посвящен целый ряд публикаций [1-9]. В частности, одним из проявлений набухания глинистого цемента коллекторов, довольно часто фиксируемых на практике, является уменьшение приемистости нагнетательных скважин при закачке в нефтяные пласты воды, отличающейся по химическому составу от пластовой. Падение приемистости связано с уменьшением проницаемости отложений принимающих интервалов [1-9].

Исследования, проведенные по изучению влияния минерализации закачиваемой воды на проницаемость глиносодержащих пород, позволили установить, что с увеличением минерализации воды проницаемость глиносодержащих пород возрастает [9]. Наибольшее влияние на изменение проницаемости пласта оказывает вода с минерализацией от 0 до 30 г/л. Дальнейшее увеличение концентрации солей в растворе не приводит к существенному увеличению проницаемости.

В то же время, имеются сведения о положительном, в ряде случаев, влиянии набухания глины на процесс нефтеизвлечения. Закачка в пласт менее минерализованной воды приводит к увеличению коэффициента вытеснения на 7-14 % [8].

В ООО «РН-УфаНИПИнефть» были проведены фильтрационные исследования по определению чувствительности горной породы к пресной воде на натурных кернах Тарасовского (пласт БС10-11), Западно-Малобалыкского (пласты АС4, БС8, БС2-3 и Ач) и Приобского (пласт АС10) месторождений.

Пористая среда пласта БС10-11 Тарасовского месторождения на начальном этапе эксперимента насыщалась пластовой водой, а затем последовательно нагнетались воды с различной минерализацией с КНС-1 (смешанная проба), КНС-2 и КНС-3. Результаты, проведенного физико-химического анализа указанных вод приведены в таблице 1. Следует отметить, что по результатам анализа вода КНС-1 (пресная) представляет, по-видимому, смесь подтоварной и пресной вод.

рис 1.jpg

Результаты опыта приведены на рисунках 1, 2, из которых видно, что замена пластовой воды на воду, нагнетаемую КНС-1, приводит к заметному снижению проницаемости и роста перепада давления. Так, при закачке в пористую среду 2.0 Vпор воды с КНС-1 происходит стабилизация перепада давления, при этом проницаемость снижается в 2.35 раза с 4.7 до 2.0 мD. Последовательное нагнетание воды с КНС-2, КНС-3 и КНС-4 еще снижает проницаемость до 1.4, 1.2 и 1.1 мD соответственно.

Затухание фильтрации, наблюдаемое в данном опыте, может быть объяснено только влиянием набухания глинистого цемента. В пользу данного вывода свидетельствуют результаты определения минерализации и жесткости пластовой и нагнетаемых вод.

рис 1.jpg
На рисунке 2 приведена зависимость проницаемости и перепада давления от общей минерализации воды, из которой следует однозначный вывод о линейной связи проницаемости и минерализации фильтрующейся воды. Ничем иным, как влиянием набухаемости глинистого цемента на проницаемость, эти данные не объясняются.
рис 1.jpg
Из вышеизложенного следует вывод о значительном влиянии типа воды на проницаемость горной породы вследствие набухания глинистого цемента. В связи с этим, определение влияния типа закачиваемой воды на коэффициент вытеснения и остаточную нефтенасыщенность представляется весьма важной задачей. Опыты по исследованию данной проблемы проводили на единичных нефтенасыщенных натурных кернах с содержанием связанной воды 30 %. Особенностью данной серии экспериментов было то, что вытеснение нефти пластовой и пресной водой (сначала – пластовой, а после экстракции и повторного насыщения нефтью – пресной) проводили из одних и тех же образцах пористых сред. Минерализация пластовой воды соответствовала сеноманскому горизонту (15 г/л солей). Результаты опытов приведены в таблице 2.
рис 1.jpg
Как видно из представленных данных, процесс вытеснения нефти обоими типами вод имеет весьма близкий характер. Различия в значениях коэффициентов вытеснения и остаточной нефтенасыщенности при закачке пресной и пластовой вод не превышают погрешностей эксперимента.

Западно-Малобалыкское месторождение, пласты АС4, БС8, БС2-3 и Ач. При определении чувствительности горной породы продуктивных горизонтов АС4, БС8, БС2-3 и ачимовской пачки Западно-Малобалыкского месторождения к минерализации нагнетаемой воды исследовалась пресная, сточная и сеноманская вода.

Для всех объектов разработки имеет место влияние минерализации воды на проницаемость пласта коллектора, причем для пластов АС4 и Ач – весьма значительное. Так, при замене воды с минерализацией 15 г/л (соответствует воде сеноманского горизонта) на воду с минерализацией 8 г/л (соответствует сточным водам с очистных сооружений) коэффициент проницаемости уменьшается на 11,2, 15,2 и 5,0 % для пластов АС4, Ач и БС8 соответственно. Дальнейшее уменьшение минерализации при фильтрации пресной воды еще более уменьшает проницаемость образцов - на 57,1 % (АС4), 38,4 % (Ач) и 47,5 % (БС8) (рисунок 3). Необходимо отметить, что первоначальную проницаемость при фильтрации после пресной воды модели сеноманской воды с минерализацией 15 г/л восстановить не удалось. Коэффициент восстановления проницаемости составил 52,5 % для пласта АС4, 53,7 % для пласта Ач и 76,7 % для БС8.

рис 1.jpg

По результатам двух серий экспериментов можно сделать вывод о значительном влиянии типа нагнетаемой воды на коэффициент приемистости скважин и, соответственно, на темпы выработки запасов и незначительном влиянии на величину конечной нефтеотдачи.

Таким образом, для низкопроницаемых глинизированных пластов АС4, БС8, БС2-3 и Ач Западно-Малобалыкского месторождения в качестве вытесняющего агента наиболее предпочтительно выглядит сеноманская вода. Возможно применение для целей ППД сточной воды. Пресная вода может использоваться при закачке в пласт на поздней стадии разработки месторождения при обводненности продукции не менее 80-85 %.

Определение чувствительности кернового материала пласта БС2-3 к пресной и сеноманской воде проводилось на линейной модели пласта с учетом требований к моделированию пластовых условий согласно ОСТ 39-186-86 «Нефть. Метод определения коэффициентов вытеснения нефти водой». Характеристики пористых сред и условия проведения опытов приведены в таблице 3.

рис 1.jpg

Динамика вытеснения нефти сеноманской и пресной водой, коэффициент вытеснения и остаточная нефтенасыщенность приведены на рисунке 4.

рис 1.jpg

Как видно из результатов эксперимента, при вытеснении нефти сеноманской водой из низкопроницаемой пористой среды пласта БС2-3 достигается характерная для таких значений проницаемости низкая величина коэффициента вытеснения нефти, равная 0.3548 д.ед., и высокое значение остаточной нефтенасыщенности (0.4041 д.ед.). При этом в процессе вытеснения нефти сеноманской водой происходит существенное снижение градиента давления с 1.37 до 0.78 МПа/м. Переход с закачки сеноманской воды на пресную приводит к росту градиента давления, снижению величины остаточной нефтенасыщенности и увеличению коэффициента вытеснения нефти. В результате градиент давления возрастает до 1.04 МПа/м, коэффициент вытеснения увеличивается до 0.3790 д.ед, а остаточная нефтенасыщенность снижается до значения 0.3890 д.ед.

Приобское месторождение, пласт АС10. На рисунке 5 приведены результаты экспериментов по закачке вод различного состава, показывающие, что для заводнения продуктивных пластов Приобского месторождения максимальное значение добавки пресной воды в сеноманскую не должно превышать 25 %. Если это условие не соблюдается, нагнетательные скважины должны быть обработаны реагентами – понизителями набухаемости глин. Использование пресной воды в чистом виде возможно на заключительной стадии разработки при высоких значениях обводненности. В этом случае пресная вода будет играть роль регулирующего фильтрацию вытесняющего агента. С особой осторожностью необходимо относиться к закачке пресной воды в зоны с пониженной начальной нефтенасыщенностью. В этом случае возможно отсекание значительных запасов нефти, которые впоследствии однозначно перейдут в категорию трудноизвлекаемых.

рис 1.jpg

Возможность использования пресной воды для заводнения на заключительных стадиях разработки месторождений подтверждают следующие данные. Коэффициент вытеснения нефти сеноманской водой составил 0.5850 д.ед., остаточная нефтенасыщенность при этом оказалась равной 0.2882 д.ед. Последующее заводнение пресной водой позволило увеличить коэффициент вытеснения до 0.6352 д.ед. (рисунок 6), т.е. на 5 пунктов и снизить остаточную нефтенасыщенность до значения 0.2534 д.ед.

рис 1.jpg

Таким образом, закачка пресной воды в низкопроницаемые коллектора, содержащие глинистый цемент, на заключительных стадиях разработки приводит к увеличению Квыт на 2-5 %. Снижение минерализации закачиваемой воды на начальных стадиях разработки (в особенности для низкопроницаемых коллекторов) приводит к набуханию глин и снижению фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны и заводненных участков пласта. 

Эффективность вытеснения вязкой нефти водами различной минерализации 

Представляет интерес исследование влияния степени минерализации вод на процесс вытеснения  высоковязких нефтей, поскольку месторождениям с высоковязкими нефтями часто сопутствуют высокоминерализованные пластовые воды. Закачка пресной воды в глинистые коллектора с высоковязкими нефтями (преимущественно после прорыва воды) может являться способом для выравнивания подвижностей нефти и вытесняющего агента.  Разрушение мостиковых связей двухвалентных ионов Ca2+ и Mg2+, обеспечивающие гидрофобизацию поверхности, за счет химического взаимодействия или закачки пресной воды может привести к снижению остаточной нефтенасыщенности [10, 11]. В связи с этим проведены фильтрационные исследования по определению эффективности вытеснения вязкой нефти некоторых объектов разработки (терригенные и карбонатные коллектора Гремихинского, Мишкинского и Боровского месторождений) различными типами воды (пресной и минерализованной водой, водным раствором щелочи и водным раствором комплексона). Результаты представлены в обобщенной таблице 4 и рисунках 7, 8.

рис 1.jpg   рис 1.jpg

рис 1.jpg

рис 1.jpg

Для характеристики эффективности агентов вытеснения принято значение прироста коэффициента вытеснения нефти, получаемое разницей полученной величины и базовым значением коэффициента. В качестве базовой величины коэффициента вытеснения нефти принято значение, полученное при вытеснении нефти минерализованной водой.

Как видно из полученных результатов фильтрационных исследований (таблица 4 и рисунки 7, 8), применение щелочных составов во всех опытах привело к увеличению показателей вытеснения нефти – приросты коэффициента вытеснения нефти составили 1,0 – 2,2 п.п. Особенно эффективным оказалось применение комплексона (добавление к щелочи реагента Трилон Б), что привело к дальнейшему повышению значений вытеснения нефти (коэффициент вытеснения на 0,3-0,8 п.п. больше, чем без добавления Трилон Б).

Применение в качестве закачиваемого агента пресной воды в условиях проведения опытов не привело к существенно отличным от базовых показателей величинам нефтевытеснения (прирост коэффициента не превысил 0,8 п.п.).

Необходимо отметить, что планирование эксперимента в настоящей работе основывалось на предположении об увеличении коэффициента извлечения нефти за счет отрыва пленочной нефти от пористой среды по схеме, представленной на рисунке 9.

В результате выполненного эксперимента при потоковой фильтрации на натурных кернах приросты коэффициента вытеснения при применении пресной воды (от -0,2 до 0,8 п.п. по абсолютным величинам) сопоставимы с экспериментальной ошибкой их измерения. Механизм, обозначенный выше и широко анализируемый в научной литературе, применительно к выбранным в настоящей работе объектам исследований частично подтвержден, но, учитывая незначительные приросты по данным лабораторных опытов, надеяться на промышленную эффективность не приходится.




Статья «Влияние геолого-физических характеристик продуктивных пластов и свойств пластовых флюидов на выбор вытесняющего агента при заводнении» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№7-8, 2014)

Авторы:
Читайте также