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

325
Т а б л и ц а 6.7
Технология закачки хлорида алюминия и ПДС, рекомендованная к промысловым испытаниям и внедрению в условиях терригенных коллекторов девонского горизонта
Последователь- ность закачки
Компоненты технологической жидкости
Массовое со- держание рас- творов, %
Объем оторочек, п.о.
I
II
III
AlCl
3
ПАА
ГС
25,0 0,05 1,00 0,01 0,10 0,10
Это объясняется тем, что сшивание полиакриламида ио- ном Al
3+
наиболее эффективно происходит при малых кон- центрациях AlCl
3
. В интервале концентраций AlCl
3
от 1 до
5 % происходит снижение показателя R
ост от 4,52 до 3,95 и прироста среднего коэффициента вытеснения нефти от 18,7 до 12,2 % (см. табл. 6.7 и рис. 6.7). К концу прокачивания ото- рочек фактор сопротивления при концентрациях AlCl
3 25; 10;
5; 1 % и ПДС (ПАА – 0,05 %, ГС – 1 %) составил сответст- венно 2,5; 2,2; 3,95 и 4,52.
При изменении последовательности закачки на обратную, т.е. закачка алюмохлорида производится после ПДС, величи- на R
ост снижается в 3 раза, что приводит к уменьшению при-
Рис. 6.8. Изменение остаточного фактора сопротивления
R
ост высокопрони- цаемого пропластка модели неоднородного пласта (
1
) и прироста среднего коэффициента вытеснения нефти (
2
) в зависимости от концентрации рас- твора AlCl
3
в модифицирующей оторочке (объем оторочки равен 0,01 поро- вого объема)

326 роста коэффициента вытеснения остаточной нефти из моде- ли пласта.
По результатам экспериментальных исследований процес- сов вытеснения остаточной нефти из моделей неоднородных пластов можно сделать следующие выводы.
1. Разработанная технология, предусматривающая после- довательное закачивание ПДС за алюмохлоридом в обвод- ненный продуктивный пласт, позволяет повысить эффектив- ность применения базовой ПДС при заводнении нефтеводо- насыщенного пласта на 13,1 %.
2. Прирост среднего коэффициента вытеснения при зака- чивании системы «ПДС – AlCl
3
» по сравнению с базовой технологией происходит за счет увеличения охвата пластов заводнением вследствие модификации алюмохлоридом по- верхности пористой среды и самой ПДС.
3. При изменении последовательности закачки компонен- тов системы «AlCl
3
– ПДС» на обратную, т.е. «ПДС –
AlCl
3
», эффективность нефтевытеснения снижается при про- чих равных условиях на 7,4 %.
4. Для проведения промысловых испытаний и внедрения при заводнении пластов, представленных терригенными кол- лекторами девонского горизонта, рекомендуется технология, основные характеристики которой приведены в табл. 6.7.
ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ
ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ ИЗ МОДЕЛЕЙ
ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНЫХ ПОРИСТЫХ СРЕД
С ПРИМЕНЕНИЕМ ПДС И ЩСПК
В качестве реагентов были использованы ЩСПК, полиакри- ламид и глинистая суспензия.
Вытеснение остаточной нефти из пористой среды осуще- ствлялось на моделях послойно-неоднородного пласта в ре- жиме постоянного расхода вытесняющей жидкости в диапа- зоне температур от 30 до 90 °С.
Методика проведения эксперимента заключалась в сле- дующем. После вытеснения нефти водой до стабилизации коэффициента вытеснения нефти из высокопроницаемого прослоя и фильтрационных характеристик в пласт закачива- ли оторочки технологических жидкостей. В качестве техноло- гической жидкости, наряду с ПДС, был использован ЩСПК в товарной форме или в виде водного раствора 7,5; 15,0; 22,5 %- ной концентрации. Эффективность воздействия оценивали, как и в экспериментах с базовой ПДС, по остаточному фак-

327 тору сопротивления пористой среды и приросту среднего коэффициента вытеснения нефти.
В лабораторных опытах изучали влияние на эффектив- ность воздействия каждого компонента системы «ПДС –
ЩСПК» в отдельности, объемов оторочки и ряда других тех- нологических параметров.
В табл. 6.8 приведены характеристики пластов, объем и концентрация технологических жидкостей, использованных на первом этапе экспериментов, отдельно с каждой состав- ляющей системы «ПДС – ЩСПК» и результаты их воздей- ствия на нефтеводонасыщенный коллектор. На основании анализа данных, представленных в табл. 6.8 и на рис. 6.9, ус- тановлено следующее:
1) обработка промытого водой неоднородного пласта базо- вой ПДС создает остаточный фактор сопротивления в про- дуктивном пласте R
ост
= 1,46 и обеспечивает прирост средне- го коэффициента вытеснения нефти в условиях опытов до
∆K
в ср
= 3,9 %;
2) при последовательном закачивании ЩСПК и ПДС с со- отношением объемов 1:4 остаточный фактор R
ост увеличива- ется до 3,2, а ∆K
в ср
= 22,8 %. Кратное возрастание остаточно- го фактора сопротивления и среднего коэффициента вытес- нения подтверждает эффективность воздействия на остаточ- ную нефть системой «ПДС – ЩСПК»;
3) образование водоизолирующей массы, повышающей фильтрационное сопротивление пористой среды, происходит в основном в высокопроницаемом пропластке (рис. 6.9, в, кривая 3);
4) фильтрация ЩСПК в высокопроницаемом пропластке приводит к некоторому увеличению коэффициента вытесне- ния (рис. 6.9, в, кривая 1).
На втором этапе исследований с применением ПДС –
ЩСПК проведена серия экспериментов по изучению законо- мерностей влияния на нефтеотдачу модели пласта и измене- ния фильтрационных характеристик пористой среды от сле- дующих факторов:
1) концентрации ЩСПК;
2) объема оторочки ЩСПК;
3) последовательности закачки ПДС и ЩСПК.
Результаты экспериментальных исследований зависимости технологических показателей от концентрации ЩСПК при- ведены на рис. 6.10 и 6.11. Анализ представленных данных позволяет сделать следующее заключение. С увеличением концентрации модифицирующей добавки ЩСПК в воде, за-

328
Т а б л и ц а 6.8
Результаты исследований вытеснения нефти из моделей неоднородных пластов с использованием ПДС, модифицированной ЩСПК
Результаты первичного вытеснения водой
Прирост среднего ко- эффициента нефтевы- теснения (%) при зака- чивании реагентов в количестве (п.о.)
Коэффици- енты прони- цаемости прослоев, мкм
2
Коэф- фици- ент нефте- вытесн ения, %
Сред- ний коэф- фици- ент нефте- вытесн ения, %
Обвод- нен- ность вытес- няемой жидко- сти, %
Оторочки
Концен- трация реаген- тов, %
Объем отороч- ки, п.о.
0,5 1,0 1,5 2,0
Остаточный фактор со- противления, доли ед.
3,49 0,26 70,9 9,5
-
-
-
43,0 100 0
98,6
I – ПАА
II – ГС
0,05 1,00 0,10 0,10 1,1 1,4 2,8 3,9 1,46 2,72 0,26 63,9 13,6
-
-
-
39,8 100 0
96,1
ЩСПК
Товар- ная форма
0,2 0,1 0,2 0,3 0,4 1,10 2,90 0,26 61,1 2,1
-
-
-
34,2 100 0
99,5
I – ЩСПК
II – ПАА
III - ГС
Товар- ная форма
0,05 1,00 0,05 0,10 0,10 8,0 12,4 16,7 22,8 3,20

Рис. 6.9. Динамика процесса вытеснения нефти из модели неоднородного пласта с применением ПДС, модифицированной ЩСПК: а
– по модели пласта в целом, б
– по низкопроницаемому пропластку, в –
по высокопроницаемому пропластку; I – оторочка ПАА; II – оторочка
ЩСПК; 1 – средний коэффициент вытеснения (
а
) и коэффициент вытесне- ния в пропластках (
б
, в); 1
∗
- прогнозное значение среднего коэффициента вытеснения; 2 – обводненность вытесняемой жидкости; 2
∗
- прогнозная обводненность вытесняемой жидкости; 3 – фильтрационное сопротивление;
∆K
в1
– прирост коэффициента вытеснения нефти в высокопроницаемом пропластке

330
Рис. 6.10. Зависимость прироста среднего коэффициента вытеснения нефти и остаточного фактора сопротивления
R
ост от концентрации ЩСПК (объем оторочки равен 0,05 порового объема):
1 – остаточный фактор сопротивления; 2 – прирост коэффициента нефте- отдачи
Рис. 6.11. Изменение фактора сопротивления неоднородного пласта в зави- симости от объема прокачанной жидкости при различных концентрациях оторочки ЩСПК, закачиваемой перед ПДС.
Массовое содержание ЩСПК, %: 1 – 0; 2 – 7,5; 3 – 15,0; 4 – 22,5; 5 – 30 качиваемой перед ПДС, средний коэффициент вытеснения нефти из модели пласта увеличивается. Уменьшение ее кон- центрации приводит к ухудшению показателей эффективно- сти процесса довытеснения остаточной нефти. К концу про-

331 качивания оторочек ЩСПК и ПДС фактор сопротивления при при массовом содержании ЩСПК 30; 22,5; 15,0 и 7,5 % и
ПДС (ПАА – 0,05 %, ГС – 1 %) составил соответственно 5,8;
4,18; 3,05 и 2,4 (рис. 6.11).
Был выполнен специальный цикл лабораторных экспери- ментов по изучению влияния последовательности закачки
ЩСПК на процесс вытеснения остаточной нефти. Установле- но, что при изменении последовательности закачки на обрат- ную, т.е. ЩСПК после ПДС, величина R
ост снижается в 1,5-
2,0 раза. Примерно во столько же раз уменьшается прирост среднего коэффициента вытеснения нефти из модели пласта
(см. рис. 6.10).
Как отмечалось выше, ЩСПК имеет лучшие нефтевытес- няющие свойства, чем вода, из-за проявления поверхностно- активных свойств. При изучении процессов довытеснения остаточной нефти при совместном закачивании ЩСПК и
ПДС влияние указанного фактора определялось путем изме- рения объема нефти в пласте с высокой проницаемостью.
Эта методика основывается на том, что при использовании базовой ПДС, не обладающей нефтеотмывающими свойства- ми, после полного обводнения высокопроницаемого пласта вытеснение нефти из него не происходит. Эта закономер- ность наблюдается и при использовании таких реагентов, как силикат натрия, кремниевая кислота, гелеобразующие компо- зиции, вязкоупругие системы на основе ПАА и других техно- логических жидкостей.
В наших лабораторных опытах по вытеснению остаточной нефти из моделей неоднородных пластов также происходило вытеснение некоторого объема нефти из высокопроницаемо- го прослоя. Результаты этих наблюдений приведены в табл. 6.9.
Из данных табл. 6.9 видно, что закачивание ЩСПК с ПДС в неоднородные пласты позволяет увеличить дренирование пористой среды и обеспечить некоторый прирост среднего
Т а б л и ц а 6.9
Прирост коэффициента вытеснения нефти по высокопроницаемому пропластку модели неоднородного пласта с применением ПДС, модифицированной ЩСПК
Номер модели пласта
16 17 18 19 20 21 22 23
Прирост коэффи- циента нефтевы- теснения, %
1,78 2,69 2,72 3,07 2,75 3,01 2,56 3,14

332 коэффициента вытеснения нефти по сравнению с базовой технологией УНП с применением ПДС.
Таким образом, по результатам экспериментальных иссле- дований на моделях неоднородных пластов можно сделать следующие выводы.
1. Разработанная технология, основанная на последова- тельном закачивании ПДС за ЩСПК в обводненный продук- тивный пласт, позволяет увеличить средний коэффициент вытеснения нефти из модели послойно-неоднородного пласта в условиях терригенных коллекторов месторождений Татар- стана по сравнению с применением базовой ПДС.
2. Эффективность процесса вытеснения остаточной нефти из пористой среды повышается с увеличением концентрации
ЩСПК и объема прокачанной жидкости. Оптимальной явля- ется концентрация ЩСПК, равная 25- 30 % (по массе).
3. При изменении последовательности закачки компонен- тов системы «ЩСПК – ПДС» на обратную, т.е. «ПДС –
ЩСПК», эффективность применения технологии, при прочих равных условиях, существенно снижается.
4. Для промысловых испытаний и внедрения при заводне- нии нефтяных залежей в терригенных коллекторах предло- жена технология, основные характеристики которой приве- дены в табл. 6.10.
Т а б л и ц а 6.10
Оптимальные параметры технологии закачки ЩСПК и ПДС в терригенные коллекторы для вытеснения остаточной нефти
Последова- тельность закачки реа- гентов
Состав тех- нологической жидкости
Массовое содержание реагента, %
Объем ото- рочек, п.о.
Объемное соотношение
ПДС:ЩСПК
I
II
III
ЩСПК
ПАА
ГС
30,00 0,05 1,00… 3,00 0,05 0,10 0,10 4:1