Главная страница Случайная страница
Разделы сайта
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
Підвищення нафтогазовилучення
|
|
Заводнення - основний і ефективний метод розробки нафтових родовищ як в даний час, так і в майбутньому [552]. Цей метод забезпечує досягнення високого нафтовилучення, підвищення темпів і техніко-еко-номічної ефективності видобування нафти. Відбирання супутньої води під час цього є природним і закономірним явищем. Однак обводненість продукції часто зумовлена передчасними некерованими прориваннями води у видобувні свердловини в багатьох проникнісно-неоднорідних покладах. М.Л.Сургучов вважає [552], що неоднорідність пластів за проникністю і розмірами пор є одним із трьох основних чинників, які визначають залишкові запаси нафти в покладах з пористими колекторами після заводнення. Родовища з тріщинуватими колекторами внаслідок великої неоднорідності за розмірами пор, тріщин і каверн при інших однакових умовах розробляються методами заводнення з меншою ефективністю, ніж родовища в пористих пластах. Досягнуте нафтовилучення на 25-30% є нижчим [257, 552].
Як і заводнення, всі методи підвищення нафтовилучення з пластів також передбачають активне витіснення, а не виснаження пластової енергії, причому витрати на їх застосування можуть бути в 7-10 разів вищими, ніж заводнення [552]. Тріщинуватість пластів вважають основною причиною, яка обмежує чи стримує застосування методів підвищення
нафтовилучення [257, 552], що зумовлено передчасними прориваннями дорогих витіснювальних агентів у видобувні свердловини. Негативна роль тріщин виявлена в ході розробки нафтових родовищ тепловими методами, в ході розробки газових та газоконденсатних родовищ в умовах пружно-напірного режиму. Звідси стають зрозумілими актуальність та господарська важливість вирішення проблеми інтенсифікації та підвищення ефективності видобування нафти і газу з тріщинувато-неоднорідних колекторів при режимах витіснення робочим агентом.
Вивчаючи витіснення нафти водою, Ю.П.Желтов прийшов до судження [239]: „Якщо ж ці тріщини в тріщинувато-пористому пласті якимось чином зробити непроникними у повздовжньому напрямку, то враховуючи, що об'єм тріщин звичайно є невеликим порівняно з пористим об'ємом блоків, тріщинувато-пористий пласт перетвориться практично у звичайне пористе середовище" (переклад наш). Аналогічні судження є також у роботах інших авторів.
Аналізуючи досвід одного із авторів даної роботи (з 1970 р.) щодо застосування гранульованого магнію для інтенсифікації видобування нафти шляхом термохімічного діяння на привибійну зону та обмеження припливу пластових вод, а також літературні дані з розробки тріщинуватих колекторів, до такої ж думки і ми підійшли. У 1982 р. нами розпочато роботи з розвитку цієї ідеї в напрямку створення способів тампонування (закупорювання) високопровідних тріщин на відстані від свердловин у глибині пласта. Пізніше (1987 р.) у роботі Л.М. Сургучова та ін. [257] також підкреслюється думка: „Отже, одним із можливих шляхів зменшення об'ємів супутно видобутої води, а значить, і підвищення ефективності дорозробки колекторів тріщинувато-пористого типу може бути технологія, яка дає змогу повністю чи частково виключити високопровідні тріщини з процесу фільтрації" (переклад наш). У роботах інших авторів також знаходимо подібні висновки про наполегливу необхідність у керуванні процесами просування витіснювальних агентів по пласту, попередження передчасних їх проривів й актуальність вилучення нафти з матриць породи.
З позицій поставленої мети слід розрізняти два принципових підходи до розв 'язування проблеми тампонування тріщин, а саме: а) локальне діяння на привибійну зону пласта; б) створення потоковідхилювальних бар'єрів на відстані від свердловин у глибині пласта (регіонально у міжсвердловинних зонах).
Технології локального діяння на привибійну зону пласта для регулювання потоків і зменшення відборів води стосовно до тріщинуватих колекторів розробляються багатьма авторами, у тому числі й нами, протягом останніх 25-30 років. Роботи виконуються в напрямку створення способів
ізоляції припливу води у видобувних свердловинах, регулювання профілю приймальності води в нагнітальних свердловинах і тимчасового тампонування окремих високопроникних інтервалів і тріщин при оброблянні привибійної зони, наприклад, солянокислотним розчином. їх аналіз міститься в ряді монографій і оглядів [257].
У даний час відомо багато різних тампонувальних матеріалів для діяння на привибійну зону. Механізми створення перешкод для руху води основані на відомих фізичних явищах і хімічних реакціях (взаємодія реагентів між собою чи з пластовими флюїдами і породою, полімеризація, поліконденсація, диспергування, топлення, кристалізація, кольматація, гідрофобізація та ін.). Перешкоди можуть бути представлені гелем, емульсією, піною, дисперсним осадом чи твердим тілом. Ці матеріали можуть бути на основі різних смол (ТС-9, ТС-10), розчинів полімерів (гіпан, ПАА, метас, тампакрил тощо), органічних сполук (в'язка розга-зована нафта; вуглеводні розчинники, насичені мазутами, бітумом, пара-фіном-міцела; емульсії нафти; нафтосірчанокислотні суміші тощо), крем-нистих сполук (силікагель) та інших неорганічних речовин (силікат натрію, кальцинована сода тощо), а також їх поєднань.
Перший досвід використання реагентів з обмеженою фільтрівністю -в'язких рідин і суспензій - для ізоляції тріщин проаналізували детально вперше у 1974 р. В.О.Блажевич та О.М. Умріхіна [36]. При цьому розглянуті методи ізоляції охоплювали застосування цементних суспензій на основі води, вуглеводнів та синтетичної смоли, а також виконувались дослідження з розробки рецептури суспензій маршаліту, діатоміту, слюди, графіту, амінопласту, бентонітових глин і гашеного вапна. Автори зробили висновок, що розробка і застосування багатьох методів ізоляції припливу води проводяться без чіткого уявлення про будову пластів, і пояснили причину низької ефективності застосування нафти, нафтомазутних сумішей, емульсій та аерованих рідин для регулювання профілю запомпо-вування води. Мала ефективність застосування матеріалів з невисокими структурно-механічними властивостями (розгазована нафта, емульсії, піни та ін.) для регулювання профілю запомповування пояснюється їх розмиванням і витісненням у глибину пласта по системі тріщин.
Як дисперсну фазу суспензій запропоновано використовувати частинки (порошок, гранули, шматки, волокна) цементу, глини, парафіну, високоокислених бітумів марки Х-1, рубраксу Б, шкаралупи грецького горіха, поліолефінів (поліетилен низького тиску, полімери розчинного та бензинового потоків), магнію (порошок, гранули, стружка), деревинної тирси, шкіри (волокно, подрібнені шматки), азбесту (волокно), гашеного вапна, піску, гравію, обважнювачів бурового розчину, гуми (гумова крихта) та багато іншого [88]. Цим перерахуванням можна обмежитися, щоб
не повторюватися. Відмітимо тільки, що основними застосовуваними матеріалами залишилися гранульовані магній та поліолефіни.
Промислова практика використання суспензії твердих частинок (крейди, вапна, подрібненого вапняку, глинистого та цементних розчинів) показала або їх безрезультативність, або короткотривалість ефекту. Внаслідок розмивання і винесення частинок по системі тріщин запомповування таких суспензій часто призводить не настільки до зменшення приймальності високопроникних інтервалів, наскільки до кольматації малопроникних пропластків. З цих позицій у ряді робіт підкреслюється перевага використання суспензії гранульованого магнію.
У зарубіжній практиці, всебічний аналіз якої міститься в роботах [643, 647, 649], для регулювання профілю приймальності нагнітальних свердловин як суспензії випробовували різні матеріали - Dresinol (смолоподібна емульсія з розміром частинок менше 1 мкм), емульсію G-17 на нафтовій основі з додаванням твердих частинок (розмір від Імкм і вище), серію сумішей органічних порошків (розмір частинок від 1 мкм до 80мкм) і волокон (з розміром до 1мм) під назвою Perma-Plugs і суміші природних матеріалів у різному поєднанні (бентонітова та гекторитова глини, силікатний порошок, подрібнена шкаралупа грецького горіха, пісок, гравій). Відмічається, що селективне закупорювання високопроникних зон забезпечує збільшення нафтовидобутку за рахунок підвищення ефективності заводнення. Спостерігається збільшення видобутку нафти при одночасному зниженні відбирання води з навколишніх свердловин. Не слід очікувати негайних результатів по навколишніх видобувних свердловинах, оскільки реакція на запомповування суспензії може настати через декілька місяців. Ефект від оброблянь зберігався до року і більше. Без обгрунтованого вибору свердловин і запланованої програми, яка враховує розташування пластів і їх проникність, наявність та розміри тріщин, надія на успіх є невеликою. Ефективними можуть бути і обробляння із використанням глинистого і цементного розчинів, але потрібно запомповувати великі об'єми цих матеріалів навіть для часткового закупорювання. Економічнішим виявилося використання Perma-Plugs Spesial, який характеризується більшими розмірами частинок. Загальна витрата матеріалів у суспензіях змінювалася від 15-50 кг (Perma-Plugs) до 10, 9 т (природні матеріали). Відмічалися несподівано великі потрібні об'єми суспензії природних матеріалів для закупорювання і необхідність у застосуванні частинок великих розмірів (1-2 мм), що пояснюється великою тріщинуватістю зон поглинання. Разом з тим промисловий досвід показав, що суспензії виявились малоефективними у випадку відсутності тріщин чи каверн у пористих середовищах через неглибоке проникання твердих частинок у колектор.
Сюди ж за розглядуваною суттю відносяться і роботи з тампонування інтервалів поглинання в ході буріння свердловин.
Застосуванням названих методів здійснюється діяння лише на локальну область пласта в околиці видобувних і нагнітальних свердловин (рис. 1.25). Тампонування водопровідних тріщин та високопроникних пластів у привибійній зоні викликає рух води в обхід по менш проникних про-пластках і тріщинах навколо видобувних свердловин і по відкритих нових тріщинах в тих чи інших пропластках в околиці нагнітальних свердловин.
Роботи в нагнітальних свердловинах вважаються ефективними, якщо вдалося зменшити надходження води в один вузький інтервал пласта і забезпечити або збільшити надходження її в інші інтервали. Ефективність робіт у видобувних свердловинах характеризується величиною додаткового видобутку нафти (поточного і накопиченого), зменшенням відбору води і тривалістю технологічного ефекту. Під час розглядання рис. 1.25 можна прийти до висновку, що з урахуванням шаруватої лінзоподібної будови і тріщинуватості пластів величина додаткового видобутку нафти і тривалість ефекту залежать від таких факторів: 1) розміру об'єму пласта, який охоплено розробкою; 2) величини обводненості продукції до ізоляції води.
Розмір об'єму пласта, який охоплено розробкою, може визначатися радіусом зони тампонування (чи питомим об'ємом тампонувального матеріалу на 1 м товщини розкритого розрізу) і товщиною продуктивних
|
Рис. 1.25 - Схеми витіснення нафти водою в неоднорідному (а, в) і тріщинувато-пористому (б, г) пластах до (а, б) і після (в, г) локального діяння на приви-бійну зону: 1 - непроникні лінзи; 2 - проникні пласти; 3 - тріщини; 4 - блоки
відкладів. Цей розмір може збільшуватися у випадку шаруватої лінзоподібної будови пласта, оскільки після відключення одного пропластка вода почне надходити в інший через літологічне „вікно".
Якщо пористий пласт є літологічно витриманим і розсіченим системою тріщин (літологічно однорідний тріщинувато-пористий пласт), то після тампонування тріщин (природних чи штучних) як водопровідних каналів вода гідродинамічно буде витісняти нафту з матриць породи. У цьому випадку порівняно з шаруватим лінзоподібним пластом величина обводненості відіграє більш значну роль. Якщо процес капілярного просочування блоків навколо оброблюваної свердловини закінчується (див. рис. 1.25), то істотної ефективності оброблення не слід очікувати (як за додатковим видобутком нафти, так і за тривалістю).
У шаруватому тріщинувато-пористому пласті перерозподіл потоків води в матриці та інші пропластки визначить ефективність водоізоля-ційних робіт. В умовах різнотріщинуватості чисто тріщинного та тріщинувато-пористого пластів ефективність робіт залежить від співвідношення відкритих і затампонованих тріщин.
Отже, можна зробити висновок, що з метою регулювання процесу заводнення і зменшення відборів води діянню слід піддавати пласт в цілому, а не тільки привибійну зону, тобто тампонувати високопроникні канали в глибині пласта (регіонально) між нагнітальною і видобувними свердловинами (в міжсвердловинних зонах) запомповуванням великих об'ємів тампонувальних матеріалів.
Разом з тим, вважаємо, що способи локального діяння на привибійну зону пласта за умови обгрунтовано організованої технології також мають підстави для застосування. Вони дають змогу розв'язувати поточні задачі - задачі інтенсифікації видобування нафти з неосвоєних інтервалів пласта, відключення контурної і підошовної вод тощо. Багатьма авторами (Аміян В.А., Васильєва Н.П., Джавадян А.А., Жданов С.А., Кривоносов І.В., Сімкін Є.М., Сургучов М.Л. та ін.) переконливо доказано, що в умовах розчленованого неоднорідного пласта діяння на привибійну зону, яке сприяє відновленню проникності і в ході цього не створює додаткових зон неоднорідності, забезпечує підвищення нафтовилучення [88]. Такий же висновок витікає з розглядання рис. 1.25.
Звідси приходимо до висновку, що роль цих методів діяння на привибійну зону в ході розв'язування задач раціональної розробки нафтових родовищ у даний час підвищується. У цьому випадку, враховуючи наявність зон і шарів різної проникності, різний ступінь тріщинуватості порід по площі і продуктивному розрізу, нами давно сформульовано висновок [88], що планування оброблянь привибійних зон (інтенсифікація та ізоляція припливу) необхідно здійснювати з позицій системного підходу до вибору
об'єктів і технологій за схемою „поклад - зона покладу - продуктивний пропласток - пустотний простір колектора - технологія - елементи технології (модифікації, реагенти)", розглядаючи ці обробляння як ефективні методи регулювання процесу розробки родовищ з метою інтенсифікації поточного видобування нафти і газу і збільшення кінцевого нафто-газовидобутку. У цьому напрямку за наукової консультації одного із авторів виконано докторську дисертацію [216].
Вирівнюванню швидкостей переміщення водонафтового контакту в глибині пласта по окремих пропластках, зонах і шарах присвячено ряд робіт [88, 177, 643, 647, 649]. Для цього запропоновано здійснювати часткове розгазування нафти в пласті (з наступним переходом на режим витіснення газованої нафти запомповуваною водою), циклічне заводнення зі зміною напрямків фільтраційних потоків, періодичне запом-повування інертного газу чи повітря, закупорювання продуктивних відкладів з допомогою хімічних реагентів, запомповування високов'язкої нафти, піни, емульсії, гелеутворювальних речовин, глибокі і скеровані солянокислотні обробляння, розміщення свердловин з урахуванням переважних напрямів в орієнтації тріщин, застосування для відбирання нафти і запомповування води горизонтальних і багатовибійних свердловин, зниження пластового тиску для змикання тріщин, тобто здійснювати заходи для зменшення впливу тріщин на процес видобування нафти. Нами запропоновано й розроблено використання суспензій пом'якшувача, полістиролу, полівінілового спирту тощо [88].
Значну кількість механічних домішок, які здатні закупорювати фільтраційні канали в пласті, містить запомповувана для підтримування пластового тиску вода. Разом з нагнітальною водою в поклад надходить велика кількість забруднювальних агентів: механічних, органічних домішок та ін. Домішки, які надійшли в продуктивні пласти, здатні до коагуляції, а залишкова нафта сприяє їх злипанню. У даний час для підтримування пластового тиску в покладах використовують води: а) відкритих водоймищ; б) грунтові (підруслові та артезіанські); в) глибинні (нижніх і верхніх горизонтів); г) стічні [108].
Грунтові води характеризуються значною різноманітністю хімічного складу (мінералізація 100-200 мг/л), невеликим вмістом механічних домішок. Води глибинних горизонтів у більшій мірі мінералізовані. Води поверхневих водоймищ істотно уступають за якістю ґрунтовим та глибинним, містять велику кількість механічних домішок (глини, мулу, піску), особливо в період злив, паводків, сніготанення, штормів, є здатними викликати набухання глин, окрім морської мінералізованої води.
Стічні води нафтових родовищ складаються в основному з пластових (в цілому близько 83%), які видобуто разом з нафтою, прісних (12%), що
подаються в устатковання підготування нафти, і зливових (5%) вод. Вони мінералізовані (15-3000 г/л), містять велику кількість емульгованої нафти (15-1000 мг/л), механічних домішок (до 500 мг/л), а також двоокис вуглецю, сірководень, кисень, азот (15-180 л/м3). У разі використання стічних вод вирішується проблема їх утилізації (каналізації) та охорони довкілля. У системах підтримування пластового тиску (ППТ) на даний час використовується понад 60% стічних вод, решта об'єму все ще запом-повується в поглинальні свердловини або скидається в безстічні випаровувачі. Слід зазначити, що система ППТ динамічна: спочатку використовуються води зовнішніх джерел, а відтак - пластова вода за замкнутим циклом. Для цілей ППТ можуть бути використані також стоки інших промислових підприємств (нафтопереробних заводів, калійних комбінатів, комунальних господарств та ін.). Потреба становить 1, 5-2 м3 води на 1 т видобутої нафти, а витрата її визначається стадією розробки родовища.
На даний час вимоги щодо якості запомповуваної води зводяться до дотримання норм із вмісту у воді нафтопродуктів і твердих завислих частинок. Тимчасові норми якості води, встановлені в 1947 p., вимагали, щоб вміст завислих частинок не перевищував 1 мг/л, заліза - 0, 5 мг/л, розчиненого кисню - 1 мг/л і загальна лужність - 50 мг-екв/л. У 1961 р. (СН 173-61) вимоги щодо якості води були дещо знижені: вміст механічних домішок допускався до 2 мг/л, заліза - 0, 5 мг/л, нафтопродукти повинні бути відсутні, не вимагалось пом'якшення та знекиснення води. Подальший досвід запомповування води показав, що до нормування якості води слід підходити диференційовано, у залежності від місцевих умов і колекторських властивостей пласта (ВСН 3-74).
В інституті БашНИПИнефть виведено формулу для визначення допустимого вмісту механічних домішок у запомповуваній воді за коефіцієнта проникності 0, 2-0, 4 мкм2 [21]:
c = nkF, (1.57)
де с - допустима норма вмісту домішок у запомповуваній воді, кг/м3; п -допустимий граничний вміст домішок, віднесений до площі та коефіцієнта проникності пласта, кг/(м5-мкм2); для родовищ Башкортостану при за-помповуванні стічних вод п = 0, 25 кг/(м5-мкм2); k - середній коефіцієнт проникності пласта, мкм2; F - середня поверхня фільтрації нагнітальної свердловини, м2.
Вимоги до якості води, які встановлені різними науково-дослідними інститутами для окремих пластів і родовищ, подано в табл. 1.13 [21], а з урахуванням фракційного складу механічних домішок та коефіцієнтів проникностей колектора, а також його тріщинуватості запропоновано інші норми (табл. 1.14) [21]. У РД 39-01-041-81 подано методику прогнозного визначення норм якості стічних вод (табл. 1.15).
Таблиця 1.13 - Вимоги до якості стічних вод для запомповування в продуктивні пласти
| Родовище | Допустимий вміст у воді, мг/л | ||
| механічних домішок | нафти | заліза | |
| Ромашкінське, пласти з коефіцієнтом проникності, мкм 0, 3-0, 5 вище 0, 5 | 10-20* 15-40* | ||
| Туймазинське, Д1, Д1V | |||
| Шкаповське, Д1, Д1V | |||
| Арланське, С11, С1V | — | ||
| Серафимовське, Д1 | |||
| Мухановське, С1-С111 | |||
| Покровське, Б2 | |||
| Західно-Сургутське, Б2, Б10 | |||
| Усть-Баликське, Б1, Б2 | — | ||
| Самотлорське, Б8 | — |
· Менші значини відповідають законтурному, а більші - внутрішньоконтурному заводненню.
| Коефіцієнт проникності, мкм | Гранично-допустимі | концентрації, мг/л |
| нафти | твердих завислих частинок | |
| Пористий колектор | ||
| < 0, 2 0, 2-0, 5 > 0, 5 | 15-20 20-30 30-40 | 10-15 20-30 30-40 |
| Тріщинувато-пористий колектор | ||
| - | 40-50 | 30-40 |
Фактичні дані про якість запомповуваної в продуктивні пласти води ряду родовищ показано в табл. 1.16 [387]. Як видно, вміст нафтопродуктів та механічних домішок змінюється в широких межах - відповідно від слідів до 250 і від 0, 8 до 80 мг/л.
У роботі [21] відзначено, що допустимий вміст домішок у запом-повуваній воді, за якого практично не відбувається істотного зниження приймальності нагнітальних свердловин, залежить не тільки від коефіцієнта проникності пласта к, його товщини h і перепаду тиску Ар (різниця вибійного і пластового тисків), але також і від розміру порових каналів D, величини розкриття тріщин 5, глибини розповсюдження тріщин L, гранулометричного складу домішок d, тобто n=f(k, h, ∆ р, D, δ, L, d).
Характеристику запомповуваних вод із урахуванням фракційного складу домішок подано в табл. 1.17 [21]. Дані таблиці наводять на думку,
що зі збільшенням концентрації домішок збільшується частка фракцій більшого розміру, тобто має місце коалесценція (збільшення) частинок. Природно, запомповування вод з частинками більшого розміру призводить до згасання приймальності нагнітальних свердловин. Це доказують дані фільтрації води через керни (табл. 1.18).
Якщо розрахувати радіус порового каналу за відомою формулою
при коефіцієнті пористості т = 0, 3 і коефіцієнті проникності досліджених кернів (див. табл. 1.18), то отримаємо відповідно 2R= 21 мкм і 2R = 31 мкм. Зіставляючи з даними табл. 1.18, можна дійти висновку, що у фільтраті відсутні частинки з розміром, відповідно понад 20 мкм і понад 30 мкм, тобто частинки з розміром, більшим за розмір пор. Допустимий вміст твердих завислих речовин дорівнює 10-30 мг/л для колекторів пористо-тріщинного типу і 40-50 мг/л для тріщинувато-пористого.
Таблиця 1.15 - Норми якості стічних вод для внутрішньоконтурного заводнення нових нафтових родовищ платформовоготипу (за РД-39-01-041-81)
| Групи нафтових покладів | Класифікаційні ознаки | Норми якості за вмістом, мг/л, не більше | |||
| типи колекторів | коефіцієнт проникності пористого середовища матриці породи, 10-3мкм2 | коефіцієнт відносної тріщинуватості* | механічних домішок при 378, 15К | нафти | |
| Пористо-тріщинний | не більше 350 | 6, 5-2 | |||
| 350-1200 | 2-1, 6 | ||||
| Тріщинувато-пористий | не більше 600 | 35-3, 6 | |||
| 600-1200 | 3, 6-3 |
* Коефіцієнт відносної тріщинуватості дорівнює відношенню коефіцієнта загальної проникності пласта, отриманого за даними гідродинамічних досліджень водонагнітальних свердловин з урахуванням працюючого інтервалу пласта, до коефіцієнта проникності пористого середовища матриці колекторів, визначеного за даними аналізу кернового матеріалу.
У породах з розміром порових каналів від (1-25) мкм до 50% завислих частинок мають розміри, які перевищують середні розміри пор. Однак, розглядаючи умови фільтрації флюїдів, слід мати на увазі, що можливість просування зависі визначається не розмірами пор, а діаметром міжпорових каналів, які зазвичай у 2 рази менші за діаметр пор. Тому завись може просуватися тільки по системах пластових тріщин, що підтверджується промисловими дослідженнями [463]. Для типових родовищ Куйбишевської області (Покровського і Стрельненського) за вмісту зависі у запомповуваних водах від 34 до 62 мг/л річний об'єм внесених забруднювальних агентів становив на свердловину від 3 до 13 м3. При місткості тріщинних
каналів від 2 до 10 тис. м3 в радіусі 500 м від свердловини з урахуванням заповнення їх на 20% об. потрібно від 66 до 300 років. Однак за реальних умов у результаті прилипання зависі до стінок тріщин у зоні поблизу свердловини приймальність систематично знижується. Проведення, окрім само-виливань, гідророзривів пластів, збільшує неоднорідність пластів, знижує охоплення їх заводненням та витісненням і кінцеве нафтовилучення.
Таблиця 1.18- Зміна фракційного складу домішок фільтрівної води [21]
| Фракційний склад домішок, мкм | Вміст фракції, % | ||
| у вхідній воді | у фільтраті через взірець І (коефіцієнт проникності 0, 4 мкм2) | у фільтраті через взірець 2(коефіцієнт проникності 0, 9 мкм2) | |
| 0-5 | 44, 3 | 56, 5 | 44, 6 |
| 5-Ю | 23, 9 | 20, 5 | 11, 1 |
| 10-15 | 9, 3 | 12, 8 | ПД |
| 15-20 | 2, 3 | 10, 2 | 16, 6 |
| 20-30 | відсут. | 16, 6 | |
| 30-40 | 4, 6 | відсут. | відсут. |
Вивчення великих шліфів показало [541], що в карбонатах в основному наявні мікротріщини і стиломіти. При цьому переважають тріщини, перпендикулярні напластовуванню, а стиломіти - паралельні. Проникність пластів, яка визначена за даними гідродинамічних досліджень, зазвичай вища проникності, отриманої за кернами. Криві відновлення тиску, котрі отримано до солянокислотного оброблення (СКО), мають злами, які характеризують тріщинуваті зони, а відтак випрямляються, що пов'язано з формуванням протяжних каналів, однорідних за проникністю. Характер реальних каналів підтверджено кернами, які відібрано боковим грунтоносом у свердловинах з необсадженими вибоями. Діаметр каналів становить декілька міліметрів, причому вони приурочені до малотовщинних високопроникних пропластків. Після СКО під тиском такі пропластки починають приймати до 200 м3/год. запомповуваної води, а швидкість просування кислоти між свердловинами при наступних обробляннях сягає до 300 м/год. Експериментальне визначення коефіцієнтів витіснення до і після утворення каналів розчинення у взірцях карбонатних колекторів показало зниження об'ємів видобутої нафти на 22-75% через зменшення охоплення пласта витісненням. Внаслідок негативного діяння СКО під тиском на умови вироблення покладів у карбонатних колекторах було рекомендовано перевірене в промислових умовах проведення високоефективних солянокислотних ванн.
Е.А. Миронов [387] вважає, що якість води повинна бути такою, щоб зниження приймальності свердловин не перевищувало 20-30% від початкової її значини протягом 6-12 міс.
Основною причиною зниження приймальності нагнітальних свердловин є утворення на поверхні фільтрації малопроникної кірки із завислих частинок, котрі знаходяться в запомповуваній воді. Зниження приймальності відбувається інтенсивно і монотонно. Проникність системи тріщин багатократно перевищує проникність пористого середовища (особливо в привибійній зоні нагнітальних свердловин). Сітка тріщин істотно збільшує поверхню фільтрації.
Дослідження роботи нагнітальних свердловин на родовищах Поволжя (в пласти запомповували стічну воду із вмістом емульгованої нафти 30-40 мг/л і механічних домішок 25-35 мг/л) показали, що приймальність свердловин змінюється у часі: за одного і того ж тиску вона періодично то знижується до мінімуму, то знову зростає до максимуму, але монотонного згасання приймальності не спостерігалось. Іншими словами, спостерігається пульсація приймальності нагнітальних свердловин: у разі погіршення якості запомповуваної води - деяке зниження, у разі покращення якості води - відновлення. Це пояснюється процесами кольматації провідних каналів привибійної зони до певних меж з наступним переміщенням механічних домішок по тріщинах у глиб пласта, де відбувається їх перерозподіл і відкладання в кавернах, тріщинах та великих порах. Це не виявляє жодного впливу на приймальність свердловини, а навіть призводить до вирівнювання профілю приймальності. У роботі [21] відзначається, що за коефіцієнта проникності пластів нафтових родовищ Перед-карпаття 0, 01-0, 012 мкм2 навіть запомповування стічних вод із вмістом механічних домішок до 70 мг/л не призводить до різкого необоротного зниження приймальності нагнітальних свердловин.
Вперше на Передкарпатті заводнення було розпочато на Долин-ському нафтовому родовищі 1960 р. Аналіз роботи водонагнітальних свердловин вигодських та манявських покладів Долинського родовища за період 1964-1973 pp. виконав О.І. Фещук. Встановлено, що нафтопромислові стоки містять значну кількість завислих речовин. У 1967-1968 pp. їх вміст становив 50-60 мг/л, а в 1978 р. вже досяг 1000 мг/л. У прісних водах р. Свіча вміст завислих речовин в основному становить 10-15 мг/л. У ході запомповування стоків із вмістом механічних домішок до 70 мг/л не спостерігалося зниження поглинальної здатності нагнітальних свердловин і тільки за збільшення вмісту домішок до 1000 мг/л настало деяке зниження приймальності. Усі свердловини були розділені на три групи:
Група свердловин Коефіцієнт приймальності (м3/доб.)/(МПа)
І вище 50
11 20-50
111 нижче 20.
Як показали спостереження, запомповування стічних вод, які містять до 70 мг/л механічних домішок, по І групі свердловин не призводить до замітної зміни коефіцієнта приймальності в порівнянні з прісною водою; по II групі спостерігається підвищення коефіцієнта приймальності до 60-90 (м3/доб.)/МПа, а по III групі настає деяке зниження коефіцієнта приймальності. При переході на запомповування стічних вод з вищим вмістом механічних домішок практично по свердловинах усіх груп відбувається деяке зниження поглинальної здатності. Запомповування стічних вод з високим вмістом механічних домішок практично не призводить до істотної зміни профілю приймальності.
О.І. Фещук пояснює це наступними факторами. Має місце проникнення і фільтрація через пласт дрібних частинок зависі, а також часткове диспергування більших частинок до розмірів, які уможливлюють їх проходження через пласт. Решта забруднень утворює кірку, проникність якої співвимірна з проникністю колектора. Найбільш ущільнена частина кірки, яка прилягає до породи, постійно втримується на ній, а пухка, більш віддалена частина, росте до певної товщини і періодично зривається потоком води або під власною вагою, беручи участь в утворенні вибійних пробок. Все це призводить до того, що не спостерігається різке зниження коефіцієнта проникності за рахунок завислих частинок.
Аналіз показав, що по вигодських і манявських покладах зростання пробок у ході запомповування нафтопромислових стоків практично не спостерігається. Також не спостерігається зростання по менілітових покладах у ході запомповування нафтопромислових стоків. Однак при запом-повуванні прісних вод спостерігається зростання пробок у відповідності з кількістю та якістю запомпованої води. Все це пояснюється наступними причинами. Колектори вигодських та манявських покладів володіють відносно кращими проникностями у порівнянні з менілітовими і відповідно свердловини володіють більшою приймальністю. З одної сторони це сприяє тому, що через більш проникні колектори фільтруються більші частинки зависі.
Завислі речовини нафтопромислових стоків і води р. Свіча представлені в основному (84-88%) частинками фракції до 5 мкм, які у 2-3 рази менші за розмір фільтраційних пор. Вивчення дисперсного складу завислих речовин до фільтрації через породу і після показує, що їх основна маса розміром до 5 мкм проходить через поровий простір колекторів вигодських і манявських відкладів (табл. 1.19).
Фільтраційні канали колекторів менілітових відкладів містять пори, діаметр яких співвимірний з розмірами основної маси частинок завислих речовин. Тому для фільтрації їх через пласт необхідно здійснювати попереднє диспергування.
Таблиця 1.19- Фракційний склад механічних домішок вод, які використовуються для заводнення Долинського родовища
| Розмір частинок, мкм | Фракційний склад, % | ||
| Нафтопромислові стоки | Прісна вода р. Свіча | Вода, що пройшла через пористе середовище | |
| 0-2 | 68, 99 | 61, 23 | 71, 70 |
| 2-5 | 16, 30 | 26, 73 | 13, 21 |
| 5-8 | 7, 01 | 6, 19 | 9, 43 |
| 8-11 | 3, 20 | 1, 86 | 3, 77 |
| 11-15 | 3, 07 | 1, 36 | 0, 94 |
| вище 15 | 2, 52 | 2, 52 | 0, 94 |
Частинки стоків, по-перше, мають менші гідродинамічні розміри у зв'язку з меншою гідратною оболонкою за рахунок вищої мінералізації і наявності в стоках поверхнево-активних речовин (ПАР), і, по-друге, міцність набагато нижча завдяки проявленню розклинювального діяння ПАР. Цим пояснюється відсутність зростання вибійних пробок.
Таким чином, склад запомповуваних вод визначає профіль запомповування та приймальність нагнітальних свердловин. Основними шляхами поглинання води є тріщини як природні, так і розкриті при підвищенні тиску нагнітання.
Осадоутворення в пласті внаслідок різних причин (перенасичення розчинів солями, взаємодія реагентів і т. п.) виражається в зміні фільтраційних параметрів - пористості і проникності.
Причини зміни пористості і проникності у ході розробки покладів обговорюються в роботі [258]. Причинами названо: а) створення значних депресій або репресій тиску (деформації скелету породи гранулярних колекторів і тріщин карбонатних колекторів); б) набухання в ході запомповування прісних вод монтморилоніту, що міститься в колекторах у вигляді домішки; в) збільшення товщини шару зв'язаної води, якщо мінералізація останньої вища, ніж запомповуваної прісної води в теригенних колекторах (для взірців пласта АВ4-5 Самотлорського родовища коефіцієнт проникності для пластової води мінералізацією 19 г/л становив у середньому 0, 1 мкм2, у разі заміни озерною водою знизився до (50-60)-10-3 мкм2, у разі заміни знов пластовою водою частково відновився до 80-10-3 мкм2); г) випадання солей у ході внутрішньоконтурного запомповування прісних вод; ґ) надходження різних зависей у продуктивні пласти при їх заводненні; д) надходження бактерій; є) солянокислотні обробляння карбонатних пластів; є) сорбція на поверхні порових каналів і тріщин смол, асфальтенів, а іноді і парафіну, особливо при охолодженні пластів під час внутрішньоконтурного заводнення або розробки на режимі розчиненого газу (сорбційна ємність зменшується в послідовності: глини, вапняки, пісковики; приклади -наявність різного за товщиною шару високої осмоленості в покладі нижче
поточного ВНК, наявність у водоносних пластах на місці контакту з покладами тріщин, повністю запечатаних смолисто-асфальтеновими сполуками, при цьому порода, яка містить тріщини, залишається водо-насиченою, що свідчить про високу швидкість гідрофобізації стінок тріщин у ході міграції по них нафти).
Рис. 1.26 - Динаміка зміни водо-нафтового фактора Rs, як відношення накопичених об'ємів води QB і нафти Qtt в залежності від відносного об'єму рідини т, відібраної з пласта А4 середнього карбону Якушкінського родовища: 1 -свердловина 123; 2 - свердловина 120; 3 - свердловина 86; 4 - свердловина 172; 5 -теоретична крива
|
В аспекті даної роботи зупинемось на причинах г, ґ, е. У ході запом-повування прісних вод у внутрішньоконтурні свердловини на вибоях видобувних свердловин, в експлуатаційних колонах, свердловинних насосах, НКТ та наземних комунікаціях, а також у пласті (за даними характеристик витіснення) випадають осади солей - на родовищах Урало-Поволжя гіпс, Азербайджану і Західного Сибіру - кальцит, Бєларусі -кам'яна сіль. Автори [258] вважають, що це в першу чергу пов'язано з характером та інтенсивністю взаємодії запомповуваних вод з похованими,
не заперечуючи процесів розчинення порід, іонного обміну, окислювально-відновлювальних та інших реакцій, що залежать від фізико-хімічної характеристики вод і порід, часу їх контактування, співвідношення об'ємів, термобаричних умов (за відсутності змішування вод у процесі законтурного витіснення гіпс не випадав). Цікаві дані отримано в результаті аналізу розробки тріщинуватого пласта А4 башкирського ярусу середнього карбону Якушкінського родовища в Поволжі. При внутрішньоконтурному заводненні (коефіцієнт проникності від нуля до 0, 05-0, 1 мкм2, динамічний коефіцієнт в'язкості нафти 10-15 мПас) темп зростання обводненості становив 4-6% в місяць. Обводненість стабілізувалась на рівні 30-40%, а відтак протягом трьох років знижувалась (рис. 1.26). Автори пояснюють це закупорюванням добре проникних про-пластків гіпсом, що випав у пласті на лініях течії води. У результаті вода стала надходити в матриці та витісняти із них нафту. Таким чином, за даних умов випадання гіпсу в середині
покладу покращило охоплення пласта заводненням при витісненні із нього нафти.
У роботі [171] щодо утворення гіпсу в пластах описано спеціальні гідродинамічні дослідження, де автор прийшов до висновку, що „зменшення коефіцієнтів продуктивності і проникності привибійної зони пласта по загіпсованих нафтових свердловинах, а також приймальності навколишніх нагнітальних свердловин є ознаками відкладення неорганічних солей у пласті" (переклад наш).
Таким чином, випадання гіпсу в пласті відображається на роботі видобувних та нагнітальних свердловин, дещо покращує охоплення пласта заводненням при витісненні з нього нафти. Збільшення проникності тріщин (внаслідок розчинення у воді солей галіту та ін.) призводить до передчасного проривання води. Ці непрямі дані підтверджують думку про необхідність управління проникністю високопровідних каналів (тріщин).
Питанням утворення осаду в ході змішування пластових і запомповуваних вод присвячено багато робіт [88]. Встановлено, що навіть при утворенні значної кількості осаду в результаті змішування вод у вільному об'ємі, їх змішування в поровому просторі практично не призводить до зменшення проникності. Одні автори пояснюють це тим, що в пористому середовищі утворюються зони змішування великої протяжності і осад розсіяний у пласті, а інші - значною тріщинуватістю колектора. О.І. Фещук у результаті вивчення шліфів пояснює відсутність зменшення проникності пласта тим, що осад утворюється внаслідок кристалізації речовин за фронтом контактування рідин, який переміщається по внутрішній поверхні пор, причому утворюється переважно в розширеннях пор або переноситься потоком у розширення. А утворення „гладких" капілярів не впливає на проникність, яка визначається в лабораторії за законом Дарсі.
Допустиму кількість осаду, котрий є сульфатом кальцію густиною 1300 кг/м3, для колекторів Передкарпаття (при відношенні діаметрів розширень і звужень порових каналів, рівному 3: 1 за даними М.А. Николаєнка) оцінено величиною 1157 г/л, яка істотно перевищує можливу величину осаду.
У роботі [407] проаналізовано методи селективного обмеження водо-припливів у свердловинах і висловлено сумнів щодо можливості надійної ізоляції водоприпливів із застосуванням методів, які основані на закупорюванні осадами, котрі утворюються в результаті змішування ізолювального реагенту з пластовою водою. У цих методах можуть бути використані всі відомі хімічні реакції, що забезпечують утворення осаду при змішуванні ізоляційного реагенту із солями пластової води. Оскільки осад утворюється лише в зоні змішування реагенту з пластовою водою, а зона змішування в пористому середовищі двох рідин (як взаєморозчинних, так
і тих, що не розчиняються одна в другій) при витісненні одної рідини іншою обмежена, то об'єм отриманого осаду є недостатнім для закупорювання водонасичених інтервалів. Типові реагенти - милонафт Pb(N03)2 і сода Na2C03. При використанні води Туймазинського родовища за граничної концентрації реагентів об'єм осаду становить 2-8% об'єму суміші. У дійсності немає повного змішування, реакція відбувається миттєво, утворений на контакті осад затрудняє подальше їх перемішування. Безперспективність використання таких реагентів підтверджено і досвідом застосування (милонафт, латекс та ін.).
Роботи щодо вирівнювання профілю приймальності свердловин Ставропольського краю шляхом запомповування смолистої нафти (ефект „замазучування" найбільш провідних каналів) і латексу СКС-65-ГП (використано в експериментах із селективної ізоляції води) описано в роботі [498]. Встановлено, що в результаті запомповування нафти і витримування її в пласті протягом доби відбулось лише нетривале вирівнювання профілю приймальності. Запомповування латексу забезпечувало зниження обводненості видобувних свердловин протягом 2 міс. і загальне зменшення темпу обводнювання в подальшому.
Аналізом використання нафтосірчанокислотної суміші для ізоляційних робіт на промислах Татарстану [447] встановлено відмінність середніх показників ізоляції припливу вод у карбонатних і теригенних колекторах, яке, на думку авторів, пояснюється тим, що в карбонатних колекторах за рахунок утворення гіпсу при взаємодії сірчаної кислоти з карбонатами колекторів і пластових вод отримується щільніша і однорідніша тампонувальна маса. Для цього використовували безводну розгазовану нафту з динамічним коефіцієнтом в'язкості не менше 0, 2 Па-с при 20°С, із вмістом асфальтенів не менше 3, 5% та смол - 30-50% і сірчану кислоту 83%-ної концентрації і вище. Розглянуто дві схеми: а) одночасно-роздільне запомповування сірчаної кислоти по НКТ і нафти по кільцевому простору; б) одночасне запомповування компонентів по НКТ (оскільки реакція закінчується за 20-25 хв., а в разі припинення розмішування суміш протягом 1 год. перетворюється в нерухому масу із динамічним коефіцієнтом в'язкості 711 Пас). Успішність робіт виявилась досить низькою (58%).
У результаті вивчення процесу заводнення тріщинувато-пористих колекторів Бєларусі встановлено [420], що поглинальна і віддавальна товщини пластів змінюються відповідно в межах 5-65 і 5-50%. Початкова швидкість проривання води від нагнітальних свердловин до видобувних змінюється в широких межах - від 1, 5 до 18, 4 м/добу за високого темпу обводнювання нафтових свердловин. На прикладі видобувних свердловин 55 і 70 та нагнітальної свердловини 101 Осташковичського нафтового
родовища показано, що початковий прорив води відбувся зі швидкістю 1, 5 і 1, 3 м/добу, а швидкість руху флюоресцеїну виявилась у сотні разів більшою - до свердловини 55 у 800 разів, а до свердловини 70 у 600 разів. Високі швидкості руху індикатора автори пояснюють проривом води по окремих високопроникних пропластках або тріщинах, а також, поряд із відмінністю в'язкостей нафти і води, капілярним просочуванням і дифузією індикатора у воді, головним чином збільшенням розмірів фільтраційних каналів за рахунок розчинення в запомповуваній прісній воді деяких водорозчинних солей (галіту та ін.), де має місце інтенсивна фільтрація води. У результаті автори дійшли висновку щодо доцільності використання мінералізованої пластової або стічної вод для підтримування пластового тиску, а також проведення заходів із замулювання каналів. Періодичну появу індикатора в обводнюваних нафтових свердловинах пояснюють переміщення його по декількох пропластках (тріщинах) з різною проникністю.
У роботі [169] вивчається вплив тріщинуватості на умови розробки нафтових покладів. На наявність тріщинуватості карбонатних колекторів Куйбишевської області вказують результати вивчення взірців порід і аномально високі дебіти експлуатаційних свердловин за відносно низьких значин коефіцієнта проникності. Коефіцієнти продуктивності за промисловими даними у 1, 5-10 разів вищі, ніж розраховані за проникністю кернів. За даними глибинних витратомірів-дебітомірів в експлуатаційних і нагнітальних свердловинах працює не більше 30-40% розкритої товщини пласта. Коефіцієнт охоплення по товщині не перевищує 0, 5. Для вивчення розповсюдженості по площі тріщинуватих високопроникних зон і визначення їх об'єму використовували трасувальний індикатор-флюоресцеїн. Швидкість руху індикатора змінювалась у межах покладу в дуже великому діапазоні (від 50% до 20 разів) і сягала 312 м/год. Об'єми тріщинуватих зон становили 5, 2-57, 6 м3 (біля 2% об'єму пласта). Індикатор зафіксовано у видобувних свердловинах неодноразово, що, на думку авторів, пояснюється просуванням його по зонах пласта з різною проникністю. Автори дійшли до висновку, що внаслідок невеликого об'єму тріщинуватих зон, запомповування в пласт ізолювальних речовин (полімери, смоли і т. п.) з метою перекриття всієї тріщинуватої зони є цілком виконуваним.
Вивченню тріщинуватості порід за даними солянокислотних оброблень (СКО) свердловин у низько- і середньопроникних карбонатних колекторах зі слабкорозвинутою сіткою тріщин нафтових покладів Куйбишевської області присвячена робота [170]. Було встановлено наявність соляної кислоти в продукції більшості навколишніх контрольних свердловин при обробляннях як нафтових, так і нагнітальних свердловин. Швид-
кість розповсюдження соляної кислоти змінювалась від декількох десятків до сотень метрів за годину, причому була того ж порядку, що й швидкість розповсюдження трасувального індикатора-флюоресцеїну. Максимальні швидкості виявлено в напрямах до тих свердловин, де СКО виконували неодноразово і в пласт було запомповано значну кількість розчину соляної кислоти. Це вказує на наявність каналів з великим прохідним перерізом між свердловинами, що підтверджується також дослідженнями витратомірами та дебітомірами. Загалом, по свердловинах 438 і 506 Яблуновського родовища в ході вимірювання витратоміром РГД-2 з кроком через кожні 20 см було встановлено, що відповідно 90 і 42, 6% запомповуваної води надходить в інтервали товщиною 40-20 см. Значний переріз каналів у карбонатних породах робить малоефективним застосування при СКО різного виду емульсій і гелів. Так, на нагнітальних свердловинах 55 (пласт В,) Дерюгієвського і 438 (пласт К, +К2) Яблуновського родовищ з метою ізоляції таких каналів запомповували в пласт послідовно водонафтову емульсію, гелі кремнієвої кислоти і поліакриламід у значних кількостях (до 100 м3). Однак у всіх випадках досягти хоча б часткової ізоляції каналів і зниження приймальності продуктивних пластів не вдавалось. Автори пояснюють це великими перепадами тиску (до 10 МПа і більше) між нагнітальними і видобувними свердловинами, протистояти яким емульсії і гелі не в змозі. Забезпечити ізоляцію більшої частини каналів у свердловині 438 вдалось при запомповуванні в пласти 22 м3 бен-тоніто-цементного розчину при тиску до 5 МПа. У свердловині 60 Ново-Аманакського родовища (пласт B1) вдалось повністю ізолювати високо-проникні зони запомповуванням 8 м3 цементного розчину. У зв'язку з цим автори прийшли до висновку, що при СКО карбонатних колекторів між зонами дренування свердловин створюються канали достатньо великого розкриття і значної протяжності, у зв'язку з чим соляна кислота зберігає активність на далекій відстані від стовбура свердловини. Підвищити ефективність повторних оброблень можливо в разі заповнення каналів на час СКО інертним наповнювачем і створення нових каналів у дренованих колекторах.
Дослідженнями із застосуванням глибинного дебітоміра і двопакер-ного вологоміра у свердловині 6 Речицького родовища встановлено [342], що вода надходить у свердловину із трьох дуже вузьких інтервалів, очевидно, із тріщин. Із графіка залежності обводненості продукції свердловин за перші три місяці водного періоду експлуатації від величини охоплення пласта виробленням, який побудовано за промисловими даними, автори встановили, що чим меншим є охоплення пластів виробленням, тим інтенсивніше обводнюються свердловини. Причому працююча товщина, як правило, є меншою половини розкритої перфорацією продуктивної
товщини. Лабораторними і промисловими дослідженнями також встановлено, що в тріщинуватих пластах застосування гіпану для селективної ізоляції обводнених інтервалів є малоефективним. У коагулята гіпану, який поміщено в прісну воду (на відміну від пластової води), спочатку зменшується в часі міцність (допустиме напруження на стискання), а потім він повністю розчиняється. За рахунок утворення коагулята гіпану в порах і тріщинах взірців можна істотно знизити їх проникність, але зробити породу непроникною в жодному разі не вдавалось, що говорить про неповне перекриття гіпаном фільтраційних каналів. Чим більшими є розміри фільтраційних каналів, тим менше знижується проникність взірців у ході пропомповування гіпану і тим швидше вона відновлюється при фільтрації прісної води. Тобто, чим вища тріщинуватість пласта, тим менш ефективним буде застосування гіпану для ізоляції обводнених інтервалів.
Л.Е. Мірзоян [211] стосовно до Леляківського нафтового родовища вивчав питання вирівнювання фронту заводнення і витіснення залишкової нафти з обводненого пласта з використанням емульсій: а) приготовленої на поверхні на основі леляківської нафти - 47%, емульгатора-стабілі-затора - 3% і пластової води - 50% (густина до 980 кг/м3, динамічний коефіцієнт в'язкості до 800 мПа-С, розмір глобул до 10 мкм, термостабільність 150°С); б) утвореної в пласті при кратному запомповуванні розрахункових об'ємів композиції хімреагентів - водних розчинів ОП-10 -0, 2%, лугу - 0, 1%), іонів магнію - 0, 15%. Водні розчини ОП-10 і лугу необхідних концентрацій запомповують разом. Оптимальне співвідношення компонентів у циклі запомповування (прісна вода + водний розчин ОП-10 і лугу + прісна вода + розчин солей магнію) -1: 2: 1: 2. Максимальний ефект - приріст коефіцієнта нафтовилучення на 6% - отримується при створенні облямівки агента об'ємом 20% і просуванні його по пласту водою в об'ємі 120%) від порового об'єму об'єкта. Попереднє зниження рухомості агента в системі тріщин за допомогою гідроокису магнію підвищує приріст коефіцієнта нафтовилучення до 6, 4%.
У результаті промислових випробувань способу зниження рухомості агента у високопроникних каналах-тріщинах запомповуванням 3000 м3 водного розчину лугу концентрацією 0, 2% коефіцієнт приймальності свердловин знизився на 66, 3 м3/(доб-МПа), зросла питома витрата води у менш проникні пласти І і II пачок на 77, 4%, збільшилась частка нафти в продукції контрольних свердловин. Охоплення покладу збільшилось на 1, 5-5, 0%, приріст коефіцієнта нафтовилучення становив 0, 7-3, 8%, тривалість ефекту - всього 9-12 міс, роботи виявились економічно ефективними.
Достатньо хороші результати отримано при витісненні нафт Ана-стасіївсько-Троїцького і Ключевського родовищ розчинами соди [192].
Кальцинована сода при взаємодії з іонами кальцію і магнію може покращувати показники розробки водонафтових зон за рахунок збільшення фільтраційного опору водонасиченоїчастини пласта [189, 632].
У роботі [345] описано результати витіснення нафти розчинами кальцинованої соди Na2CO3, стосовно до Уршакського родовища Башкортостану. У першій серії дослідів нафта витіснялась стічною водою до 98-100% обводненості, відтак після буферної облямівки води р. Турсугалі довідмивалась послідовно розчинами Na2C03 з концентрацією 0, 25; 2 і 5%, потім - розчинами лугу NaOH (2, 2%) і соди Na2C03 (1, 2%). У другій серії дослідів на тих же моделях нафта витіснялась осадоутворювальними агентами, тобто содовим розчином концентрації 2 і 5%, відтак навперемінно запомповувались дистилярна рідина, яка містить іони Са2+до 40 г/л, і содовий розчин (5%) з метою осадоутворення. Між такими облямівками запомповувались невеликі буферні облямівки з прісної води р. Турсугалі. Лабораторними дослідами стосовно до Уршакського родовища встановлено, що слабкі розчини кальцинованої соди Na2C03 (2%) поводять себе як стічна вода (коефіцієнт витіснення становить 58%), а збільшення концентрації до 5% забезпечує приріст коефіцієнта витіснення не більше 1, 6%. Лужний розчин гідроксиду натрію NaOH (2, 2%) сприяє покращенню довідмивання нафти (1, 6%), а запомповування рідкого скла Na2Si03 вже не дало позитивного результату.
Почергове запомповування осадоутворювальних реагентів (розчин соди Na2C03 концентрації 5% і дистилярна рідина, що містить іон Са2+ до 40 г/л) слідом за 5% розчином соди практично не змінило коефіцієнта витіонення (0, 4-0, 5%)), а багаторазове чергування осадоутворювальних облямівок призвело до росту тиску запомповування.
Це означає, що лабораторними експериментами показано невисоку нафтовитіснювальну здатність содових розчинів. Послідовне двократне нагнітання розчинів соди і кальцієвих солей давало змогу закупорювати водопровідні канали взірця (пори керна) шляхом осадоутворення. У процесі осадоутворювання і довідмивання (лужний розчин NaOH концентрації 2, 2%>) позитивний ефект збільшення кількості витісненої нафти незначний і змінюється в межах 0, 3-1, 6%.
Таким чином, запомповуванням осадоутворювальних речовин не досягається збільшення охоплення пластів заводненням. Емульсіє- і гелеутворювальні речовини за невеликих градієнтів тиску між нагнітальними і видобувними свердловинами, особливо в пористих колекторах і за наявності тріщин малої провідності, забезпечують вирівнювання фронту заводнення та збільшення охоплення пластів заводненням. У тріщинах великого розкриття їх застосування є малоефективним, тобто вони не можуть протистояти створюваним перепадам тиску.
Методи закупорювання тріщин основані на використанні в ролі закупорювального матеріалу різного виду суспензій твердих матеріалів у воді.
У роботі [444] описано використання водної суспензії гідрату окису кальцію (гашене вапно) у свердловинах Ново-Хазинської ділянки Арлан-ського родовища. Використання гашеного вапна основано на здатності замулювати фільтрівну поверхню пористого середовища. При цьому тверда фаза суспензії в пори породи не проникає, фільтраційна здатність може бути відновлена за допомогою соляної кислоти. Приймальність інтервалів товщиною 0, 5 м (крок витратометрії) сягає 200-300 м3/доб. і більше. Вирівнювання профілю приймальності з використанням нафти, нафто-мазутних сумішей [261] і аерованих рідин є малоефективним і навіть безрезультатним. „Піки" максимальної приймальності в результаті виконання робіт з використанням таких матеріалів зменшувались, але потім, протягом короткого часу, відновлювались. Припущення щодо наявності в пласті тріщин, відкритих за робочого тиску нагнітання води, підтвердились запомповуванням при цьому ж тиску в пласт піску фракції 0, 5-0, 8 мм (наприклад, свердловина 549). Запомповування суспензії проводили порціями. За один раз запомповували 0, 5-0, 75 об'єму обсадної колони для попередження осідання частинок гашеного вапна на вибій у процесі запомповування суспензії. Сухе гашене вапно (ГОСТ 9179-59) завантажували в бункер піскозмішувального агрегату. Концентрацію брали 150-250 кг/м3. Затискування в пласт здійснювали за робочого тиску нагнітання води від КНС з метою попередження відтиснення суспензії по тріщинах далеко в глиб пласта. Між порціями суспензії нагнітали притискувальну воду в об'ємі 2-3 об'ємів обсадної колони. Виконані на свердловині 51 роботи підтвердили припущення щодо поширення в пластах тріщин, відкритих при тиску запомповування води до 14, 5-15, 0 МПа. У всіх випадках відмічено поглинання твердої фази суспензії, що можливо лише за наявності тріщин. Ефект досягнуто в ході запомповування суспензії із сумарним вмістом твердої фази в межах до 2 т. Ефект вирівнювання профілю приймальності зберігався протягом 3-10 місяців. Ефективність робіт оцінювали за зміною приймальності, коефіцієнта охоплення пласта запомповуванням і коефіцієнта варіації або мінливості (неоднорідності), представленого як відношення середньоквадратичного відхилення приймальності до середньозваженої величини приймальності. Досягалось вирівнювання профілів приймальності (іноді коефіцієнт неоднорідності знижувався у 2 рази і більше) та збільшення охоплення пласта витісненням.
Спосіб ізоляції високопроникних зон пласта з наступним діянням соляною кислотою на низькопроникні інтервали розроблено в інституті СевКавНИИнефть [261], а дослідні роботи проведено у свердловинах, які розкривають верхньокрейдові тріщинуваті вапняки Малгобек-Вознесен-
ського нафтового родовища. Для ізоляції використовували гумову крихту як відхід шино-ремонтного виробництва, котру попередньо витримували в нафті протягом 30-40 хв., що сприяло збільшенню її об'єму в 1, 5 рази і більше та підвищенню еластичності. Брали 4, 2-150 кг гумової крихти на 1 пог. м розкритої товщини пласта за концентрації 90-150 кг/м3 (іноді до 300 кг/м3) у в'язкій важкій (густина р20 = 890-920 кг/м3; коефіцієнт в'язкості v20 = 70-170 сСт і більше) або малов'язкій легкій (р20 = 820-850 кг/м3, v20 = 4, 8-8, 5 сСт) нафті. Пульпу подавали до башмака НКТ при відкритому затрубному просторі, відтак закривали затрубний простір і протискували пульпу в пласт при тисках, що не перевищували значини тисків розширення і розвитку існуючих у пласті тріщин (при цьому спостерігалось значне підвищення тиску нагнітання на 2-6 МПа, а в окремих операціях - на 10-15 МПа за постійної витрати). У ряді випадків слідом за пульпою в пласт протискували 0, 5-1, 0 м3 нафти. Діяння на низько-проникні інтервали здійснювали двома шляхами - солянокислотним оброблянням або пропомповуванням у пласт води. Відтак свердловину промивали і пускали в роботу. У більшості випадків досягнуто зменшення припливів води і збільшено дебіти нафти з нових інтервалів, що встановлено глибинними дослідженнями.
Питанням регулювання запомповування води по товщині продуктивних пластів родовища Узень методами освоєння непоглинальних інтервалів та зниження поглинальної здатності присвячено роботу [604]. Непроникні інтервали освоювали методом гідросвабування за трьома схемами: а) окремого інтервалу; б) верхнього і нижнього горизонтів окремо (краща схема); в) всієї перфорованої товщини одночасно, при цьому найбільший ефект отримано при гідросвабуванні з попередньою перфорацією пластів. Однак радикально проблема не вирішувалась. Глибинною дебітометрією нагнітальних свердловин виявлено, що окремі інтервали, нерідко товщиною 1 м (тобто в межах кроку вимірювання дебітоміром), працюють з питомою приймальністю понад 100 м3/(доб-м), що характеризує приймальність води по аномально проникних інтервалах або тріщинах. Для обмеження їх приймальності в привибійну зону нагнітальних свердловин запомповували водні розчини суспензій крейди і тонкодисперсного черепашника, розчини концентрованої сульфіт-спиртової барди, а також хімічні реагенти, котрі утворюють при взаємодії між собою і з водою осад або гель (гіпан із соляною кислотою, гіпан із хлористим кальцієм). В основному застосовували гіпан концентрацією 10% (густина 1065 кг/м3) і водний розчин хлористого кальцію концентрацією 10-30% (густина 1130-1200 кг/м3). При цьому запомповування кожного компоненту в об'ємі 5 м3 було одночасно-роздільним: по НКТ запомповували гіпан, а по затрубному простору - розчин хлористого кальцію, які змішувались у привибій-
ній зоні. Протискування здійснювали технічною водою, відтак зупиняли свердловини на 24 год. для коагуляції полімеру в порах пласта, після чого їх пускали під запомповування від КНС. У деяких свердловинах гіпан запомповували через НКТ окремими порціями по 1, 5-2 м3 почергово з 10-24% розчином соляної кислоти, а між порціями - по 0, 2-5 м3 прісної води („розділювальні подушки"). У порово-тріщинний пласт запомповували водну суспензію крейди за методикою інституту БашНИПИнефть [36] (16 м3 розчину крейдової суспензії густиною 1150 кг/м3). У трьох свердловинах запомповували 5 м3 2% розчину ПАА. У результаті всіх робіт неоднорідність профілю запомповування зменшилась на 30% (у перерахунку на 1 свердловино-операцію). Кращі результати отримано в разі обробляння свердловин розчинами гіпану з соляною кислотою, де окрім зменшення неоднорідності профілю запомповування збільшилось охоплення заводненням в середньому на 21%. У разі використання гіпану разом із хлористим кальцієм та суспензією також знижується і охоплення товщини експлуатаційного об'єкта запомповуванням через відключення деяких низькопроникних інтервалів, які до цього працювали.
Для попередження поглинання бурового розчину в процесі буріння свердловин на площах Оренбурзької обл. в числі інших заходів запропоновано [411] додавати до бурового розчину твердий наповнювач [271]. Кольматувальну здатність бурового розчину підвищували додаванням 0, 5-3% деревинної тирси, гумової крихти та ін. За фракційним складом частинки гумової крихти розподіляються наступним чином:
&nbs
|
|