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

316
Обобщение результатов лабораторных исследований про- цессов нефтевытеснения при воздействии ПДС на неодно- родный нефтеводонасыщенный пласт позволило установить влияние степени неоднородности пористой среды по прони- цаемости на эффективность применения ПДС. Изменение величины k
1
/k
2
от 7 до 18 приводит к увеличению прироста среднего коэффициента вытеснения на модели пласта от 6,4 до 24,9 %. Эти результаты согласуются с данными, приведен- ными в работах других авторов.
По результатам экспериментальных исследований уста- новлена линейная зависимость прироста среднего коэффици- ента вытеснения нефти из модели пласта от соотношения ко- эффициентов проницаемости пропластков: он увеличился с
9,8 до 65 %, а
â ñð
K
вырос с 40,4 до 65,3 %, что является след- ствием увеличения дренирования менее проницаемого про- пластка.
Прирост среднего коэффициента нефтевытеснения по сравнению с прогнозным по упомянутому выше методу в ре- зультате повышения фильтрационного сопротивления полно- стью обводненных пропластков составляет от 10,5 до 29,6 %.
Установлена зависимость среднего коэффициента нефтевы- теснения
â ñð
K
∆
от остаточного фактического сопротивления высокопроницаемого пласта после закачки ПДС в виде
â ñð
K
∆
= 1,6058 1
2
k
k
- 5,5436 (6.37) при величине достоверности аппроксимации R
2
= 0,968.
На рис. 6.3 приведены результаты обработки пластов при различных объемах закачки ПДС. Анализ кривых (рис. 6.3, б) показывает, что с увеличением объема закачивания ПДС от
10 до 40 % прирост коэффициента вытеснения увеличивается от 9,8 до 24,2 %. Увеличение объемов оторочки ПДС приводит к росту остаточного фактора сопротивления и в итоге к уве- личению среднего коэффициента вытеснения из модели пла- ста. Обработка экспериментальных данных методами матема- тической статистики позволила установить линейную зави- симость
â ñð
K
∆
от остаточного фактора сопротивления R
ост высокопроницаемого прослоя модели пласта в виде
â ñð
K
∆
= 2,5104R
ост
- 0,9794. (6.38)
Величина достоверности аппроксимации составила 0,989, что указывает на достаточно тесную связь между исследуе- мыми параметрами процесса.

317
Как следует из анализа результатов применения ПДС, ог- раничение фильтрации в высокопроницаемом пропластке приводит к существенному увеличению среднего коэффици- ента нефтевытеснения и ускорению отбора нефти (рис. 6.4).
Промысловые наблюдения показывают, что без примене- ния гидродинамических методов УНП, таких как повышение давления нагнетания, цикличное воздействие и другие, не представляется возможной достаточно полная выработка за- пасов нефти в слабопроницаемых пропластках послойно- неоднородного пласта.
В моделях № 2- 4 (см. табл. 6.2) малопроницаемые пропла- стки дают небольшой прирост коэффициента вытеснения при обводненности продукции до 92- 99 % (см. рис. 6.3). В таких пластах в реальных условиях для извлечения нефти требуется закачка значительных объемов воды, т.е. регулиро- вание заводнения при этом возможно лишь путем увеличения мощности систем ППД.
Регулировать величину R
ост можно и путем изменения концентраций компонентов ПДС, т.е. ПАА и глинистой сус- пензии (ГС). Эксперименты по моделированию вытеснения нефти из неоднородной пористой среды при изменяющихся концентрациях ПАА и ГС проводились по следующим технологиям.
В пласт водные растворы ПАА закачивались с концентра- цией 0,05- 0,5 % (по массе), объем оторочки составлял 0,1 порового объема при неизменной концентрации и объемах закачки глинистой суспензии соответственно 1 % и 0,1 порового объема.
Варианты технологии довытеснения остаточной нефти вы-
Рис. 6.4. Зависимость при- роста среднего коэффици- ента вытеснения нефти из модели неоднородного пла- ста от остаточного фактора сопротивления после за- качки ПДС

318 бирались так: при неизменном объеме оторочки ПДС кон- центрация ПАА в системе изменялась в пределах от 0,05 до
0,5 % (по массе) при неизменной концентрации глины в гли- нистой суспензии; при постоянной концентрации полиакри- ламида (ПАА) менялась концентрация глины и объемы глини- стой суспензии (рис. 6.5).
Анализ результатов исследований показал (табл. 6.4, опыты
1- 4), что повышение концентрации ПАА с 0,05 до 0,5 % при- водит к увеличению R
ост с 1,97 до 9,71 (табл. 6.5) и приросту среднего коэффициента вытеснения от 0,6 до 3,5 %. Увеличе- ние концентрации ПАА более 0,1 % ограничено резким по- вышением давления нагнетания.
В лабораторных опытах при неизменной концентрации
ПАА изменяли содержание глины в суспензии от 1 до 5 %, объем оторочки глинистой суспензии составлял 0,1 порового объема.
Результаты исследований приведены в табл. 6.4 (опыты 5-
7). При увеличении содержания глины в суспензии R
ост по- вышается с 2,8 до 21,2, а средний коэффициент вытесне- ния - с 1,40 до 4,42 %, однако, при этом возрастает вероят- ность осаждения глины на входном участке высокопроницае- мого пропластка модели. С увеличением содержания глины в суспензии подвижность вытесняющей жидкости снижается.
Рис. 6.5. Зависимость подвижности жидкости от содержания глины, входя- щей в состав ПДС.
Оторочки: I – ПАА, II – ГС; 1 – (ПАА – 0,05 %); 2 – (ПАА – 0,05 %, ГС –
1,0 %); 3 – (ПАА – 0,05 %, ГС – 2,5 %); 4 – (ПАА – 0,05 %, ГС – 5 %)

319
Т а б л и ц а 6.5
Изменение остаточного сопротивления высокопроницаемого прослоя модели пласта при закачке водного раствора ПАА (Accotrol-623)
Концентра- ция ПАА, %
(по массе)
Объем оторочки, п.о.
Остаточ- ный фак- тор сопро- тивления
Концентра- ция ПАА, %
(по массе)
Объем оторочки, п.о.
Остаточ- ный фак- тор сопро- тивления
0,050 0,1 1,97 0,100 0,1 3,85 0,050 0,2 3,75 0,200 0,1 4,45 0,050 0,3 5,80 0,300 0,1 5,23 0,075 0,1 3,21 0,500 0,1 9,71
Как видно из данных табл. 6.4 (опыты 5- 6), при использо- вании 1,0- 2,5%-ной глинистой суспензии происходит прак- тически полное проникновение глинистых частиц в пористую среду – снижение R
ост после очистки входа модели составля- ет 0- 28 %. При повышении содержания глины в глинистой суспензии до 5 % R
ост снижается до 1,95, при применении
ПДС на основе 2,5 %-ной глинистой суспензии R
ост составляет
2,12.
Использование 5%-ной глинистой суспензии в составе
ПДС в реальных пластах может вызвать осаждение ПДС вблизи скважины. Этот процесс будет сопровождаться рез- ким повышением давления, что существенно затруднит за- качку расчетного объема ПДС.
Исследование воздействия ПДС с изменением количества циклов «ПАА L глинистая суспензия» и сокращением обще- го объема технологической жидкости (см. табл. 6.4, опыты 8-
11) показали, что предпочтительнее проводить закачку ПДС с разбивкой на циклы, чем в виде одного цикла с использова- нием больших объемов оторочек ПАА и ГС. Циклическая операция позволяет вводить в удаленные зоны пласта необ- ходимое количество ПДС и обрабатывать большие объемы залежи.
Таким образом, образование линий тока воды при всех методах заводнения исключает полное использование энер- гии пластовых и закачиваемых вод для повышения нефтеот- дачи пластов. Применение полимердисперсных систем или аналогичных им технологий при заводнении позволяет дос- тичь перераспределения потоков в неоднородных пластах для повышения охвата их воздействием и обеспечить тем самым более высокий коэффициент нефтеотдачи при одних и тех

320 же установленных мощностях системы ППД. Это указывает на то, что эти технологии совершенствования методов завод- нения являются энергосберегающими. В зависимости от фи- зико-геологических условий разработки технологические па- раметры ПДС можно регулировать путем изменения концен- трации компонентов системы, объемов закачиваемых жидко- стей, цикличности закачки ПАА и ГС.

6.3. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ
ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ МПДС
Одним из способов повышения эффективности применения
ПДС в технологических процессах совершенствования мето- дов заводнения является модификация этих систем с приме- нением различных химреагентов.
В разделе 4 книги была показана возможность модифика- ции ПДС путем использования таких химических продуктов, как алюмосиликат, ЩСПК, хлористый кальций, хлористый магний, ацетат хрома, бихромат натрия, карбонат натрия,
ПАВ и др.
В связи с этим задача данных исследований состояла в обосновании целесообразности применения химреагентов для модификации ПДС с целью улучшения процессов нефтевы- теснения из моделей неоднородных пористых сред на основе изучения:
1) влияния модифицирующих химических продуктов на образование водоизолирующей массы в пластовых условиях;
2) нефтевытесняющих свойств модифицированных ПДС;
3) влияния минерализации и химического состава пласто- вых вод на свойства модифицированных ПДС;
4) обоснования технологических параметров применения модифицированных ПДС для ПНП.
В экспериментах были использованы: водные растворы
ПАА; модифицирующие добавки: хлористый кальций (CaCl
2
); алюмохлорид (AlCl
3
); ацетат хрома [Cr(CH
3
COO)
3
] и щелоч- ной сток производства капролактама (ЩСПК).
ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЯ
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПДС, МОДИФИЦИРОВАННОЙ
АЛЮМОХЛОРИДОМ
В качестве реагентов использовались алюмохлорид, полиак- риламид и глинистая суспензия.
Моделирование вытеснения нефти из пористой среды

321 осуществлялось на моделях послойно-неоднородного пласта в соответствии с описанной выше методикой, разработанной в
ОАО «НИИНефтепромхим».
Неоднородный пласт моделировался параллельным соеди- нением двух гидродинамически несвязанных разнопроницае- мых пропластков, представляющих собой цилиндрические металлические колонки, заполненные пористой средой из кварцевого песка (рис. 6.6).
Физико-химические свойства жидкостей, используемых при моделировании нефтевытеснения приведены в табл 6.1.
Методика проведения экспериментов с «ПДС – AlCl
3
» за- ключалась в следующем. После вытеснения нефти водой до стабилизации коэффициента вытеснения и полного обводне- ния вытесняемой жидкости в модель пласта закачивались оторочки алюмохлорида в товарной форме и ПДС. Эффек- тивность воздействия оценивалась по остаточному фактору сопротивления пористой среды и приросту среднего коэф- фициента вытеснения нефти по модели пласта в целом и по отдельным ее пропласткам.
В процессе лабораторных экспериментов изучалось влия- ние на эффективность воздействия каждого компонента сис- темы «ПДС – AlCl
3
» последовательности закачек ПДС и
AlCl
3
, концентраций используемых химических продуктов и объемов оторочки.
В табл. 6.6 приведены характеристики пластов, объем и концентрация закачиваемых растворов, использованных на этом этапе экспериментов отдельно с каждой составляющей
Рис. 6.6. Изменение подвижности жидкости, фильтрующейся по высоко- проницаемому пропластку, после закачки «ПДС – AlCl
3
»:
1 – ПДС 0,1 порового объема; 2 – AlCl
3
– 0,11 порового объема

322
Т а б л и ц а 6.6
Результаты исследований нефтевытеснения из послойно-неоднородных моделей пористой среды с использованием «ПДС – AlCl
3
»
Результаты первичного заводнения
Но- мер мо- дели пла- ста
Проницае- мость про- слоев пла- ста, мкм
2
Коэффици- ент вытес- нения, %
Средний коэффици- ент вытес- нения, %
Оторочки
Концентра- ция реаген- тов, %
Объем ото- рочки, п.о.
Прирост среднего коэффици- ента вытес- нения при закачива- нии реаген- тов в коли- честве 2,5 п.о., %
Остаточный фактор сопротив- ления, доли ед.
1 3,550 0,250 70,9 9,5
-
-
-
43,0
I – ПДС
0,05 0,10 2,9 1,46 2 3,950 0,260 62,8 9,5
-
-
-
58,4
I – ПДС
II – AlCl
3 0,05 25,00 0,10 0,01 13,1 5,67 3 3,500 0,255 67,7 12,6
-
-
-
43,4
I – AlCl
3 25,00 0,10 0,4 1,38

Рис. 6.7. Динамика процесса вытеснения нефти из модели неоднородного пласта с применением ПДС, модифицированной алюмохлоридом: а
– по модели пласта в целом, б
– по низкопроницаемому пропластку, в –
по высокопроницаемому пропластку; I – оторочка ПДС; II – оторочка алю- мохлорида; 1 – средний коэффициент вытеснения нефти из модели (
а
) и коэффициенты вытеснения (
б
, в); 2 – обводненности продукции

324
(только путем закачки ПДС и только AlCl
3
) системы «ПДС –
AlCl
3
» и результаты их воздействия на нефтеводонасыщен- ную модель пласта. На основании анализа данных, представ- ленных в табл. 6.6 и на рис. 6.7 можно сделать следующие выводы:
1) заводнение базовой ПДС создает остаточный фактор сопротивления в продуктивном пласте R
ост
= 1,46 и обеспе- чивает прирост среднего коэффициента вытеснения нефти из модели ∆η
ср на 2,9 %. При создании оторочек только из алю- мохлорида в товарной форме в тех же объемах показатели остаточного фактора сопротивления и прироста среднего ко- эффициента вытеснения нефти составляют соответственно
1,38 и 0,4;
2) при последовательном закачивании алюмохлорида и
ПДС в соотношении объемов 1:10 остаточный фактор R
ост
=
= 5,67; а η
ср
= 13,1 %;
3) увеличение фильтрационного сопротивления высоко- проницаемого пропластка за счет образования металл- полимерного комплекса Al
3+
- ПАА в пористой среде при- водит к снижению подвижности воды в высокопроницаемом пропластке от 1,45 до 0,3 мкм
2
/ (мПа⋅с) (см. рис. 6.6);
4) система «ПДС – AlCl
3
» не обладает нефтеотмывающи- ми свойствами (рис. 6.7, в). Как видно из рис. 6.7, а, кривая 2, из низкопроницаемого пропластка наблюдается вытеснение нефти, сопровождающееся уменьшением обводненности вы- тесняемой жидкости. Происходит увеличение среднего ко- эффициента вытеснения нефти из модели пласта (рис. 6.7, а, кривая 1).
На втором этапе исследований проведена серия экспери- ментов с применением «ПДС – AlCl
3
» по изучению влияния на процессы вытеснения остаточной нефти следующих фак- торов:
1) концентрации алюмохлорида;
2) объема оторочки раствора алюмохлорида;
3) последовательности закачки ПДС и AlCl
3
Результаты экспериментальных исследований зависимости показателей технологической эффективности довытеснения остаточной нефти от концентрации алюмохлорида приведены в табл. 6.7 и на рис. 6.8.
Из анализа данных, представленных на рис. 6.8, видно, что максимальный прирост среднего коэффициента вытеснения нефти из модели пласта и R
ост
, равный соответственно 18,7 % и 4,52, достигается при использовании 1%-ного раствора алю- мохлорида в качестве модификатора ПДС.