Файл: 6 лабораторные исследования по выбору оптимальных технологий увеличения.pdf

304 ченные результаты по ряду причин носят предварительный характер. Влияние многих факторов, таких как соотношение проницаемостей отдельных прослоев послойно-неоднородных пластов при различных соотношениях вязкостей нефти и во- ды и другие изучено недостаточно. В связи с этим при прове- дении таких исследований имеет важное значение уточнение механизма формирования остаточной нефти на поздней ста- дии заводнения нефтяных залежей.
При изучении процесса вытеснения нефти водой из моде- лей послойно-неоднородных пластов будем использовать ма- тематическую модель объекта исследования. Для описания объекта удобно пользоваться представлением о кибернетиче- ской системе [2], которая схематически изображена на рис. 6.1. Часто такую кибернетическую систему называют черным ящиком [2, 3, 67]. Стрелки справа изображают чис- ленные характеристики целей исследования. В данном случае это коэффициенты вытеснения нефти за безводный период по высокопроницаемому и малопроницаемому прослоям со- ответственно K
вб1
и K
вб2
, средний коэффициент вытеснения нефти за безводный период в целом по модели K
вб
, коэффи- циент вытеснения нефти водой соответственно из высоко- проницаемого и малопроницаемого прослоев K
в1
и K
в2
к мо- менту полного обводнения вытесняемой жидкости из высо- копроницаемого прослоя, средний коэффициент вытеснения нефти водой в целом по модели K
в
Стрелки слева на рис. 6.1 изображают управляемые фак- торы, влияющие на процесс. После выбора функций отклика необходимо обосновать и выбрать все существующие факто- ры, от значения которых зависит процесс вытеснения нефти водой из модели неоднородного пласта. Если какой-либо фак- тор окажется неуточненным, то это может привести к неже- лательным последствиям.
Рис. 6.1. Схема «черного ящика»

305
В общем виде функции отклика представляются в виде
K
вбi
= K
вбi
(k
i
, k
1
/k
2
, m
i
, σ
ннi
,
s
i
, σ
нв
, θ, ∆p, µ
н
, µ
в
, ∆ρ, p, t); (6.30)
K
вi
= K
вi
(k
i
, k
1
/k
2
, m
i
, σ
ннi
,
s
i
, σ
нв
, θ, ∆p, µ
н
, µ
в
, ∆ρ, p, t); (6.31)
K
в
= K
в
(k
1
/k
2
, m
1
/m
2
, σ
нн1
/σ
нн2
,
s
1
/s
2
, σ
нв
, θ, ∆p, µ
н
, µ
в
, ∆ρ, p, t),
(6.32) где k
1
и k
2
– коэффициенты проницаемости прослоев двух- слойного пласта; m
i
– коэффициент пористости i-го прослоя;
σ
ннi
– начальная нефтенасыщенность; s
i
– удельная поверх- ность пор; σ
нв
– межфазное натяжение между нефтью и во- дой; θ - угол смачивания; ∆p – перепад давления между концами кернодержателя; µ
н и µ
в
– соответственно вязкости нефти и воды; ∆ρ - разность плотностей воды и нефти; p и
t – давление и температура в модели пласта.
Согласно (6.30) - (6.32) функции отклика для неоднород- ного пласта в общей постановке задачи зависят от 14 пара- метров. Для построения уравнения регрессии нелинейных моделей при планировании полного факторного эксперимен- та с варьированием кодированных параметров на двух уров- нях, как известно, необходимо предусмотреть проведение
2 14
= 16 384 опытов, что явно недостижимо и нерационально.
Следовательно, необходимо сократить число экспериментов как за счет отсеивания малозначительных факторов, так и за счет уменьшения количества факторов. К малозначащим факторам можно отнести ∆p, ∆ρ и σ
ннi
. Лабораторные опыты, как было отмечено выше, проводились для условий терриген- ных коллекторов девона (Ромашкинское, Бавлинское, Ново-
Елховское месторождения), терригенных коллекторов нижне- го карбона некоторых месторождений Башкортостана и Та- тарстана, полимиктовых коллекторов месторождений Запад- ной Сибири и карбонатных коллекторов порового типа. Если рассматривать результаты опытов для каждой группы место- рождений в отдельности, то такие параметры, как коэффици- ент пористости, начальная нефтенасыщенность, удельная по- верхность пор, угол смачивания и температура, были доста- точно близки к реальным пластовым условиям. Тогда для по- строения приближенной математической модели процесса можно ограничиться учетом двух факторов – соотношения

306 коэффициентов проницаемости прослоев послойно-неодно- родного пласта и отношения вязкости нефти к вязкости воды.
Для более детального изучения механизма воздействия
ПДС на обводненные продуктивные пласты в зависимости от характеристик закачиваемых технологических жидкостей в целях совершенствования их заводнения проведена серия экспериментов по нефтевытеснению на моделях послойно- неоднородных пластов.
Иследования проводились путем приближенного модели- рования условий разработки Ромашкинского и Ново-
Елховского месторождений. Модели нефти готовили из дега- зированных нефтей указанных месторождений, добавляя ке- росин до необходимой вязкости. Физико-химические свойст- ва жидкостей, использованных при проведении лабораторных экспериментов, приведены в табл. 6.1.
Неоднородный пласт моделировался параллельным соеди- нением двух гидродинамически несвязанных разнопроницае- мых пропластков, представляющих собой цилиндрические металлические колонки, заполненные пористой средой из кварцевого песка широкого помола.
Согласно этой методике, остаточную водонефтенасыщен- ность и начальную нефтенасыщенность создавали на уста- новке, схема которой показана на рис. 5.5. Процесс нефтевы- теснения, закачку реагентов и доотмыв нефти осуществляли при постоянном расходе рабочих жидкостей на установке, принципиальная схема которой приведена на рис. 5.6.
Для моделирования присутствия в пористой среде связан- ной воды пористую среду насыщали дегазированной пласто- вой водой при одновременном вакуумировании с последую- щим ее вытеснением моделью нефти. Количество связанной
Т а б л и ц а 6.1
Физико-химические свойства жидкостей, использованных в исследованиях, и условия проведения опытов
Месторождение
Модель жидко- сти
Мине- рализа- ция воды, г/ л
Плот- ность, кг/ м
3
Вяз- кость, мПа⋅с
Темпе- ратура,
°
С
Пласто- вая вода
270 1183 1,52 30- 40
Нефть - 832 3,77 30- 40
Ромашкинское
Ново-Елховское
Нагне- таемая вода
130 1089 1,10 30- 40

307 воды и нефти в пористой среде определяли балансовым ме- тодом путем взвешивания кернодержателей до и после на- сыщения их водой и нефтью.
Методика проведения экспериментов заключалась в сле- дующем. Сначала нефть вытеснялась закачиваемой водой с минерализацией 130 г/ л до стабилизации коэффициента вы- теснения и полного обводнения вытесняемой жидкости из высокопроницаемого пропластка и стабилизации фильтраци- онных характеристик. После этого в модель пласта закачива- лись оторочки технологических жидкостей.
Продвижение оторочек растворов химреагентов заданных размеров производили водой до новой стабилизации фильт- рационных характеристик. Промывку модели пласта закачи- ваемой водой продолжали до полного обводнения вытесняе- мой жидкости и стабилизации коэффициента вытеснения.
Эффективность воздействия оценивали по остаточному фактору сопротивления пористой среды, приросту среднего коэффициента вытеснения нефти и по снижению обводнен- ности вытесняемой жидкости. Первый из них позволяет оце- нить воздействие технологической жидкости на фильтраци- онные характеристики, а второй – полноту вытеснения неф- ти из модели пласта.
Прирост коэффициента вытеснения нефти из отдельных прослоев модели пласта определяли по формуле
â
í
í
/
i
i
i
K
V
V
∆
= ∆
, (6.33) а прирост среднего коэффициента вытеснения нефти из мо- дели в целом - по формуле
â ñð
í
í
/
K
V
V
∆
= ∆
, (6.34) где V
нi
и V
н
– начальное содержание нефти в i-м пропластке и в модели в целом; ∆V
нi
и ∆V
н
– объемы дополнительно вы- тесненной нефти из i-го пропластка и из модели в целом.
Результаты первичного вытеснения нефти водой без ПДС показали следующее: в моделях 2- 3 (табл. 6.2) с соотноше- нием проницаемостей от 7 до 18,0 при достижении 100%-ной обводненности вытесняемой жидкости по высокопроницае- мому пропластку обводненность в целом по модели составля- ла 92,8 - 98,8 %. При этом средний коэффициент вытеснения достигает своего предельного значения после прокачки соот- ветственно 19,24 - 3,10 поровых объемов воды.
Сравнение динамики вытеснения нефти водой из моделей неоднородного пласта с соотношением проницаемостей про-

308
Т а б л и ц а 6.2
Результаты лабораторных исследований влияния степени неоднородности модели пласта на средний коэффициент вытеснения нефти при закачивании ПДС
Показатели процесса вытеснения нефти водой после применения ПДС
Но- мер моде- ли
Коэффи- циент прони- цаемости пористой среды, мкм
2
Соотно- шение прони- цаемос- тей про- пластков
Началь- ная неф- тенасы- щенность модели пласта, %
Обвод- нен- ность, %
Коэф- фициент нефте- вытес- нения, %
Средний коэф- фициент вытес- нения, %
Обвод- нен- ность, %
Прирост среднего коэф- фициен- та вы- тесне- ния, %
Конеч- ный коэф- фициент вытес- нения, %
Средний коэф- фициент вытес- нения, %
1 2,52 0,14
-
-
18,0 68,4 70,8 69,7 100 0
100 65,8 9,8
-
-
-
40,4 100 100 100
-
-
24,9 65,8 65,0
-
-
-
65,3 2 2,54 0,25
-
-
10,2 68,4 72,8 70,6 100 0
96,4 68,2 26,4
-
-
-
47,4 100 100 100
-
-
19,6 68,2 66,1
-
-
-
67,0 3 2,52 0,36
-
-
7,0 74,2 73,8 74,0 100 0
92,8 66,7 40,8
-
-
-
54,8 100 100 100
-
-
10,5 66,7 64,2
-
-
-
65,3

309 пластков 15,6 показало, что для модели пласта k
1
/k
2
= 15,6
(рис. 6.2) подвижность жидкости по низкопроницаемому про- пластку снижается практически до нуля (рис. 6.2, б, кривая 3) к моменту достижения 100%-ной обводненности вытесняемой жидкости. При этом подвижность жидкости по высокопро- ницаемому пропластку составила 0,780 мкм
2
/ (мПа⋅с) (рис. 6.2,
в
, кривая 3).
Обобщение результатов лабораторных опытов в рассмат- риваемых условиях показывает, что после прокачивания двух поровых объемов воды средний коэффициент вытесне- ния независимо от соотношения проницаемостей превышает
55 % (рис. 6.3). Для достижения более высокого среднего ко- эффициента вытеснения (62- 65 %) при заводнении в зави- симости от степени неоднородности пласта требуется прока- чать значительные объемы воды.
С увеличением соотношения коэффициентов проницаемо- стей прослоев выше 18, средний коэффициент вытеснения нефти не превышает 40 % независимо от объема прокачан- ной воды.
Дальнейшее продолжение закачки воды становится неце- лесообразным из-за отсутствия эффекта заводнения. Это свидетельствует о том, что в моделях пласта образуются со- ответствующие этому режиму трубки тока, по которым фильтруется закачиваемая вода, не оказывая существенного влияния на доотмыв остаточной нефти. К тому же известно, что в условиях разработки реальных месторождений, закачи- вание воды более трех поровых объемов экономически неце- лесообразно.
В разделе 4 книги были приведены результаты лаборатор- ных исследований механизма образования в пористой среде
ПДС и МПДС при различных условиях. В частности, уста- новлено, что структурно-механические свойства ПДС зависят от состава и объемов технологических жидкостей и ряда дру- гих факторов.
В связи с этим был выполнен цикл лабораторных исследо- ваний по оценке влияния состава технологических жидкостей и режимов их закачки в пласт. Основные результаты этих исследований приведены в табл. 6.3 и 6.4.
В модель пласта для извлечения остаточной нефти после заводнения закачали ПДС (0,2 поровых объема 0,05%-ного водного раствора полимера DKS-OKPF-40NT и такой же объ- ем 1 %-ной глинистой суспензии). В моделях № 2, 3, 4 в отли- чие от пласта № 1 закачивание ПДС проводили до наступле- ния стабилизации коэффициента нефтевытеснения, при

Ðèñ. 6.2. Äèíàìèêà ïðîöåññà âûòåñíåíèÿ íåôòè èç ìîäåëè ïîñëîéíî-
íåîäíîðîäíîãî ïëàñòà (
k
1
/
k
2
= 15,6) ñ ïðèìåíåíèåì ÏÄÑ:
à - ïî ìîäåëè ïëàñòà â öåëîì, á – ïî íèçêîïðîíèöàåìîìó ïðîïëàñòêó, в –
ïî âûñîêîïðîíèöàåìîìó ïðîïëàñòêó; I – îòîðî÷êà ÏÀÀ, II – ãëèíèñòàÿ
ñóñïåíçèÿ, 1 – ñðåäíèé êîýôôèöèåíò âûòåñíåíèÿ íåôòè èç ìîäåëè (à) è
êîýôôèöèåíò âûòåñíåíèÿ (á, в), 1
∗
- ïðîãíîçíîå çíà÷åíèå ñðåäíåãî
êîýôôèöèåíòà âûòåñíåíèÿ, 2 – îáâîäíåííîñòü ïðîäóêöèè, 2
∗
- ïðîãíîçíàÿ
îáâîäíåííîñòü ïðîäóêöèè, 3 – ïîäâèæíîñòü ôèëüòðóþùåéñÿ æèäêîñòè

311
Рис. 6.3. Изменение среднего коэффициента вытеснения нефти
K
в ср при закачке в модель послойно-неоднородного пласта ПДС разного состава: а
- при различных соотношениях коэффициентов проницаемости пропласт- ков: 1 – 10,2; 2 - 15,6; 3 – 18,0; б
– при различных объемах оторочек
ПДС, %: 1 – 40; 2 – 20; 3 – 10. ● - начало закачки ПДС обводненности вытесняемой жидкости 92,8- 98,8 % (см. табл.
6.3- 6.4). При закачке ПДС прирост среднего коэффициента вытеснения определялся с учетом среднего коэффициента вытеснения без применения ПДС, т.е.
â ñð
K
∆
рассчитывали по разнице между прогнозным K
вп и фактическим K
вф
:

Т а б л и ц а 6.3
Влияние степени неоднородности модели пласта и состава технологических жидкостей на процесс вытеснения нефти с применением ПДС
Доля фильтрующейся жидкости по пластам, п.о.
Подвижность воды в пла- стах при обработке ПДС, мкм
2
/ (мПа⋅с)
Но- мер мо- дели
Проницае- мость, мкм
2
Соотноше- ние прони- цаемостей пропластка раствора
ПАА глинистой суспензии до закачки
ПДС после за- качки ПДС
Остаточный фактор сопротив- ления
Объем про- качанной воды, п.о.
1 2,52 0,14
-
-
18 0,192 0,008 0,200 0,175 0,025 0,200 0,780 0,001 0,422 0,008 1,85 -
-
7,52 2 2,50 0,16
-
-
15,6 0,187 0,013 0,200 0,180 0,020 0,200 0,765 0,009 0,432 0,016 1,78 -
-
9,89 3 2,54 0,25
-
-
10,2 0,180 0,020 0,200 0,171 0,029 0,200 0,757 0,028 0,428 0,036 1,77 -
-
1,80 4 2,52 0,36 7,0 0,165 0,035 0,200 0,159 0,041 0,200 0,752 0,580 0,430 0,068 1,75 -
-
0,72

Т а б л и ц а 6.4
Результаты лабораторных опытов по изучению процесса нефтевытеснения с применением ПДС с различными технологическими параметрами
Результаты первичного заводнения
Но- мер мо- дели
Проницае- мость про- пластка, мкм
2
Коэффици- ент вытес- нения, %
Средний коэффици- ент вытес- нения, %
Обводнен- ность, %
Оторочки
Объем
ПДС, п.о.
Прирост среднего коэффици- ента вы- теснения,
%
Остаточ- ный фак- тор со- противле- ния, доли ед.
ПДС при различных концентрациях ПАА
1 3,50 0,160 66,6 2,0 38,8 100 0
99,3
ПДС на основе
0,025%-ного рас- твора ПАА
0,2 0,6 1,15 2 3,50 0,257 67,7 2,4 37,2 100 0
99,8
ПДС на основе
0,05%-ного рас- твора ПАА
0,2 2,8 1,48 3 3,50 0,150 66,5 9,9 41,6 100 0
98,4
ПДС на основе
0,075%-ного рас- твора ПАА
0,2 3,2 1,60 4 3,50 0,160 67,0 3,5 38,2 100 0
98,8
ПДС на основе
0,1%-ного рас- твора ПАА
0,2 3,5 1,73
ПДС с изменяющейся концентрацией глины
5 3,5 0,160 67,2 3,8 41,7 100 0
97,9
ПДС на основе
1 % ГС
0,2 2,8 1,40

П р о д о л ж е н и е т а б л. 6.4
Результаты первичного заводнения
Но- мер мо- дели
Проницае- мость про- пластка, мкм
2
Коэффици- ент вытес- нения, %
Средний коэффици- ент вытес- нения, %
Обводнен- ность, %
Оторочки
Объем
ПДС, п.о.
Прирост среднего коэффици- ента вы- теснения,
%
Остаточ- ный фак- тор со- противле- ния, доли ед.
6 3,95 0,25 67,7 6,2 39,6 100 0
99,3
ПДС на основе
2,5 % ГС
0,2 7,5 2,95 7 3,90 0,25 66,9 10,6 40,1 100 0
98,2
ПДС на основе
5 % ГС
0,2 21,2 4,42
ПДС с изменением циклов при постоянном объеме закачки технологической жидкости
8 2,90 0,26 60,7 11,3 36,9 100 0
95,5 3 цикла ПДС на основе 1 % ГС
0,6 9,8 1,54 9 2,90 0,25 60,7 23,8 45,3 100 0
95,3 3 цикла ПДС на основе 3 % ГС
0,6 12,5 2,02 10 2,95 0,25 65,0 12,3 39,8 100 0
95,7 1 цикл ПДС на основе 1 % ГС
0,6 6,5 2,94 11 2,90 0,25 50,9 17,6 35,8 100 0
94,0 1 цикл ПДС на основе 3 % ГС
0,6 6,2 3,81

315
â ñð
K
∆
= K
вф
- K
вп
. (6.35)
При этом за базу сравнения принимается объем вытес- ненной нефти к моменту ввода оторочек в модель пласта и коэффициент вытеснения, определяемый путем экстраполя- ции коэффициента вытеснения до 100%-ной обводненности вытесняемой жидкости.
После закачки ПДС наблюдается уменьшение подвижно- сти воды в высокопроницаемых пропластках в 1,75- 1,85 раза и увеличение подвижности в малопроницаемых пропластках на 16- 45 %, что указывает на перераспределение фильтра- ционных потоков (см. табл. 6.3). Следовательно, в результате применения ПДС создаются условия для увеличения коэф- фициента дренирования менее проницаемого пропластка мо- дели пористой среды.
Прирост коэффициента дренирования
ä
∆η
определяли по балансовому методу:
í
ä
í2
â2
V
V
K
∆
∆η =
′
⋅
, (6.36) где
í
V
∆ - количество дополнительно извлеченной нефти в результате воздействия;
í2
V - количество нефти в малопро- ницаемых пропластках до начала заводнения;
â2
K′ - коэф- фициент вытеснения нефти из малопроницаемого пропла- стка.
В опытах № 1, 2, 3, 4 прирост коэффициента дренирова- ния после вытеснения ПДС составляет от 21,9 до 84,3 %, при- чем с ростом соотношения проницаемостей пропластков прирост коэффициента дренирования увеличивается и абсо- лютное значение последнего достигает 84,3 % для модели
№ 1 с наибольшим соотношением проницаемостей пропласт- ков.
За счет увеличения дренирования модели пласта коэффи- циент вытеснения по малопроницаемому пропластку возрас- тает с 9,8- 26,4 % до 65-66,1 % (табл. 6.3, опыты 1- 4), а сред- ний коэффициент вытеснения в целом по модели пласта для этих случаев повышается на 6,4- 24,9 % по сравнению с
«
прогнозным заводнением».
Уменьшение подвижности воды в высокопроницаемом пропластке после обработки ПДС позволяет извлечь допол- нительную нефть из менее проницаемого пропластка (рис.
6.2, б, кривая 1), что не представляется возможным путем простого регулирования режима заводнения.