Redistribution of filtration flows and increased exposure coverage by regulation of the gel formation process

Cover Page

Cite item

Abstract

Most of Azerbaijan's oil fields have entered the late stage of development, characterized by a decline in oil production and an increase in water cut. In order to increase the efficiency of the development of a watered formation by redistributing filtration flows and increasing the impact coverage by regulating the gel formation process, a gel-forming reagent, an aqueous solution of sodium silicate, is injected in the depth of the formation. Before injection of an aqueous solution of sodium silicate, carboxymethylcellulose is added to it, while the concentration of sodium silicate and carboxymethylcellulose in the aqueous solution is regulated depending on the temperature at a given reservoir depth and the time required for gelation, and after injection of the gelling agent, it is pushed through with a slug of softened sea or formation water.

Full Text

Введение

Во всём мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи пластов и развиваются исследования, направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки месторождений. Одним из наиболее перспективных методов, применяемых на сильно истощенных, обводненных нефтеносных пластах с рассеянной нерегулярной нефтенасыщенностью, является закачка гелеобразующего реагента.

Литературный обзор

Обычные технологии заводнения не обеспечивают достаточно высокую эффективность выработки запасов нефти, а также постоянное увеличение количества нефти, содержащейся в полностью обводнённых пластах, дopaзpaботкa которых традиционными технологиями также нерентабельна. Данную задачу перераспределения потоков нагнетаемой в пласт воды и снижения её подвижности можно решить путём создания надёжного изолирующего экрана в водонасыщенной части пласта за счета использования ocaдкo- и гeлeобpaзyющиx реагентов и вязкоупругих составов.

Знaчитeльный вклaд в peшeниe этoй пpоблeмы внecли P.X. Aлмaeв, M.Т. Aлишaeв, И.Д. Aмeлин, A.A. Бoкcepмaн, Л.Н. Бyчeнкoв, A.Ш. Гaзизoв, И.Ф. Глyмoв, A.Т. Гopбyнoв, В.В. Дaвликaмoв, P.Н. Дияшeв, C.A. Ждaнoв, Г.З. Ибpaгимoв, В.И. Кyдинoв, Б.И. Лeви, E.В. Лoзин, A.X. Mиpзaджaнзaдe, P.X. Mycлимoв, Ф.Л. Caяxoв, Ф.A. Ceлимoв, M.Л. Cypгyчeв, M.A. Тoкapeв, P.Н. Фaxpeтдинoв, Э.M. Xaлимoв, Н.Ш. Xaйpeдинoв, Н.И. Xиcaмyтдинoв, Н.И. Юpкив и дpyгиe.

Coздaниe вoдoизoлиpyющeгo экpaнa peшaeтcя c пoмoщью xимичecкиx peaгeнтoв, кoтopыe в тeчeниe oпpeдeлeннoгo вpeмeни фopмиpyют в пopoвoм пpocтpaнcтвe пpизaбойнoй зoны вoдoизoлиpyющyю мaccy. Пocлeдняя обpaзyeтcя ceлeктивнo лишь в вoднoм пpocтpaнcтвe [1–7].

Paзpaботaнo знaчитeльнoe кoличecтвo coчeтaний xимpeaгeнтoв, кaждoe из кoтopыx cвязaнo c cooтвeтcтвyющим cпocобoм иcпoльзoвaния в зaвиcимocти oт ycлoвий пpимeнeния.

В ocнoвy пoдбоpa peaгeнтoв для peгyлиpoвaния фильтpaциoнныx xapaктepиcтик пopoд пoлoжeны пpинципы иcпoльзoвaния кaк кoмпoнeнтoв пpoдyктивнoгo плacтa, тaк и ввeдeния дoпoлнитeльныx пoтoкoв cпocобaми, обecпeчивaющими гелеобpaзoвaниe в плacтe. Гелеобpaзoвaниe идeт нe тoлькo зa cчeт взaимoдeйcтвия мeждy peaгeнтaми и кoмпoнeнтaми нeфти и вoды, нo и зa cчeт температуры пласта.

Влияниe вoдoизoлиpyющиx peaгeнтoв нa пpoницaeмocть плacтa дoлжнo быть ceлeктивным, т.e. обpaзoвaниe вoдoизoлиpyющeгo cocтaвa дoлжнo пpoиcxoдить в вoднoй фaзe. Пpинципы coздaния вoдoизoлиpyющиx экpaнoв в плacтe зa cчeт ocaдкo- и гелеобpaзoвaния излoжeны вo мнoгиx paботax (P.X. Aлмaeвa, Л.К. Aлтyнинoй, В.A. Кyвшинoвa, В.В. Нoвгopoдoвa, Ф.A. Ce- лимoвa, A.A. Эйлepa и мнoгиx дpyгиx).

Основная часть

При разработке нефтяной залежи перед закачкой гелеобразующего реагента – водного раствора силиката натрия – предварительно проводят геофизические исследования пласта: в водный раствор силиката натрия добавляют карбоксилметилцеллюлозу (далее – КМЦ), при этом концентрацию силиката натрия и КМЦ подбирают в зависимости от температуры на данной глубине пласта и времени, необходимых для гелеобразования, в следующем соотношении: силикат натрия 4–10%, КМЦ 0,3–1,0%, пресная вода – остальное. После закачки гелеобразующего реагента его проталкивают оторочкой умягченной морской или пластовой воды. Перед закачкой водного раствора силиката натрия с добавкой КМЦ в пласт дополнительно закачивают оторочку умягченной морской или пластовой воды.

Для повышения эффективности разработки обводненного пласта осуществляется перераспределение фильтрационных потоков и повышение охвата пласта воздействием путём регулирования процесса гелеобразования в глубине пласта.

Перед закачкой водного раствора силиката натрия с добавкой КМЦ в пласт закачивают оторочку умягченной морской или пластовой воды.

Суть предложенного метода заключается в возможности регулирования процесса гелеобразования при разработке обводненного пласта, что предупреждает преждевременное образование геля и способствует его проникновению и образованию гелевого экрана в рассчитанной зоне пласта. На основе геологических и геофизических исследований определяются необходимые для изоляции интервалы и площадь. Далее, зная геолого-физические показатели месторождения (проницаемость, давление пластовое и забойное, вязкость жидкости и т.д.), расстояние, которое должен пройти рассчитанный объем реагента, с помощью уравнения фильтрации Дюпюи (2) находим время движения закачиваемого раствора силиката натрия с добавкой КМЦ до требуемой глубины.

Расход жидкости за определённое время:

Q =  (1)

где V – объем жидкости, t – время.

Уравнение Дюпюи имеет вид:

Q =  (2)

где

k – проницаемость пористой среды;

h – мощность пласта;

Pk и Pc – давление в пласте и в скважине;

Rk и Rc – радиусы до высокопроницаемой зоны и скважины;

B – объёмный коэффициент жидкости,

μ – вязкость жидкости.

На основе этих зависимостей определяем время и берём соответствующие этому времени и пластовой температуре концентрации силиката натрия и КМЦ.

Раствор силиката натрия с добавкой КМЦ – натриевой соли целлюлозогликолевой кислоты – образовывает гели при пластовых температурах. Спиртовая гидроксильная группа КМЦ стимулирует процесс гелеобразования. При смешивании КМЦ с силикатом натрия рН раствора сдвигается в сторону щелочной среды. В связи с этим увеличивается время гелеобразования. При добавке КМЦ избыточное количество ионов натрия путём ионообменного процесса приводят труднорастворимые соли в легкорастворимое состояние. Оставшиеся в пластовой воде свободные ионы кальция имеют сродство с матрицей КМЦ, поэтому исключается образование труднорастворимых солей кальция.

Зная время и пластовую температуру на необходимой для изоляции глубине, определяем концентрации составляющих гелеобразующего раствора: силиката натрия и КМЦ. Добавка КМЦ к раствору способствует увеличению времени гелеобразования. Изменение концентраций силиката натрия и КМЦ позволяет регулировать процесс гелеобразования. В случае если пластовая вода жесткая (хлоркальциевого типа), для предотвращения процесса коагуляции перед закачкой водного раствора силиката натрия с добавкой КМЦ в пласт закачивают умягченную морскую или пластовую воду.

Для предотвращения смешивания гелеобразующего раствора с закачиваемой для заводнения пласта водой гелеобразующий раствор проталкивают оторочкой умягченной морской или пластовой воды. В результате создания гелевого экрана на определенном расстоянии от ствола нагнетательной скважины и закупоривания высокопроницаемых обводненных участков закачанная следом вода, огибая препятствие, будет вовлекать в разработку низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны.

Гелеобразующие композиции готовились путём перемешивания компонентов раствора: были использованы жидкое натриевое стекло или силикат натрия (ГОСТ 13078-81), КМЦ (ГОСТ 5.588-70), пресная вода.

При температурах 40, 50, 60, 70, 80, 90 и 100°С и различной концентрации растворов силиката натрия и КМЦ исследовался процесс гелеобразования [1, 2]. Приготовленные в стеклянных колбах растворы накрывали и выдерживали в водяной бане при определённой температуре до образования геля. Результаты показаны в табл. 1.

 

Таблица 1. Характеристики процесса гелеобразования при различных температурах и концентрациях раствора

Концентрация Na2SiO3, %

Концентрация КМЦ,%

Время гелеобразования при различных температурах, ч

40°С

50°С

60°С

70°С

80°С

90°С

100°С

4

0,3

     

24

20

0,5

   

30

26

22

20

0,7

   

30

28

28

26

1

   

30

30

28

28

6

0,3

 

40

38

36

30

28

26

0,5

48

36

32

26

22

181

12

0,7

46

44

42

38

37

35

33

1

46

42

42

42

40

40

40

8

0,3

52

50

50

48

48

46

44

0,5

50

50

48

48

46

46

42

0,7

51

51

50

50

50

49

49

1

52

52

51

51

51

50

50

10

0,3

54

54

52

50

50

48

47

0,5

53

54

52

51

51

50

50

0,7

53

53

53

52

52

51

51

1

53

53

52

52

51

51

50

 

Как видно из табл. 1, при концентрации силиката натрия 4% и КМЦ 0,3% до температуры 90°С гелеобразования не происходит. При концентрации силиката натрия 4% и КМЦ 0,5–1% до 70°С гелеобразования не наблюдается. При увеличении температуры процесс гелеобразования идет быстрее. Физико-химические свойства приготовленных растворов при 20°С приведены в табл. 2.

 

Таблица 2. Физико-химические свойства приготовленных растворов

Концентрация Na2SiO3 ,%

Концентрация КМЦ,%

При 20°С

рН

Динамическая вязкость, мПа∙с

Кинематическая вязкость, мм²/с

Плотность 10 м³, кг/м³

4

-

1,2845

1,2446

1,0320

11,3

0,3

2,0792

2,0126

1,0331

11,5

0,5

2,2354

2,1624

1,0338

11,6

0,7

3,2639

3,1523

1,0354

11,6

1,0

3,6962

3,5636

1,0372

11,6

6

-

1,4128

1,3457

1,0499

11,5

0,5

2,4572

2,3334

1,0531

11,6

0,7

3,0618

2,9047

1,0541

11,7

1,0

4,0288

3,9870

1,0555

11,7

8

-

1,5829

1,4825

1,0678

11,7

0,5

2,7777

2,5932

1,0712

11,8

0,7

2,7372

3,4835

1,0728

11,8

1,0

4,5018

4,1913

1,0741

11,8

10

-

1,7407

1,6023

1,0864

11,7

0,5

3,0744

2,8201

1,0902

11,8

0,7

4,1863

3,8362

1,0913

11,9

1,0

5,0763

4,6418

1,0936

11,9

 

Из табл. 2 видно, при добавлении КМЦ рН системы растёт, за счёт чего и увеличивается время гелеобразования. Увеличение вязкости раствора способствует выравниванию фронта вытеснения.

Для проталкивания гелеобразующего реагента и предотвращения смешивания гелеобразующего реагента с пластовой и нагнетаемой для заводнения пласта водой закачивают оторочку умягченной морской или пластовой воды, которую получают следующим способом: композицию, полученную при добавке 5% силиката натрия и 0,3% этилового спирта к пресной воде, добавляют к морской воде. В табл. 3 показаны результаты исследований влияния добавки определённого количества указанной композиции к морской воде на её основные показатели.

 

Таблица 3. Влияние концентрации композиции на показатели воды

Концентрация композиции в морской воде,%

Са2+, мг/л (ppm)

Mg2+, мг/л (ppm)

Поверхностное натяжение, мН/м

Угол смачивания, о

рН

0

220

828

38,7

41,1

7,8

1

60

96

20,1

33,7

8,2

3

40

36

16,5

32,1

8,8

5

20

16

11,1

29,3

9,0

7

0

0

5,3

20,9

9,7

 

Как видно из табл. 3, с увеличением концентрации композиции в морской воде количество ионов Са2+ и Mg2+ в воде уменьшается. При добавке 7% композиции к морской воде количество этих ионов равняется нулю. Кроме этого, при данной концентрации улучшаются и другие показатели морской воды (поверхностное натяжение, угол смачивания и рН).

Из табл. 3 видно, что при добавке 7% композиции к морской воде соли, придающие ей жёсткость, полностью осаждаются. Далее морская вода фильтруется и полностью очищается от осадка. В результате получается умягченная морская вода. Умягченная пластовая вода получается тем же способом.

Пример 1.

На основе геологических и геофизических исследований определяют необходимые для изоляции интервалы и площадь.

Геолого-физические показатели месторождения следующие:

– проницаемость пласта к = 0,25 мкм²;

– мощность пласта h = 10 м;

– давление на контуре питания Pk = 20 Мпа;

– давление в скважине Pc = 18 Мпа;

объёмный коэффициент жидкости b = 1;

– вязкость жидкости в пластовых условиях μ = 1,3 мПа∙с;

– радиус контура питания Rk = 50 м;

– радиус скважины Rc = 0,1 м.

На основе уравнения Дюпюи (2) рассчитаем расход жидкости:

Q =  = 3,89 ∙ 10-3 м/с

На основе геолого-физических параметров определим объем жидкости, необходимый для закачки в пласт по формуле (3):

V = S ∙ h ∙ m (3)

где

S – площадь, которую необходимо заблокировать (по результатам геолого-геофизического анализа S = 250 м²);

h – мощность пласта;

m – пористость.

Таким образом, объем жидкости, необходимый для закачки в пласт, составил V = 250 ∙ 10 ∙ 0,2 = 500 м³

Определим время, необходимое для закачки композиции в пласт, по формуле (4):

t = V/Q (4)

Расчет показал время, равное t = 500 / (3,89 ∙ 10-³) = 128,534 ∙ 10³ = 35,7 ч

При температуре пласта 80°С и необходимом времени для гелеобразования 36 ч необходимо закачать композицию, состоящую на 6% из силиката натрия и 0,7% из КМЦ (остальное – пресная вода).

Способ также испытан в лабораторных условиях на линейной модели пласта. Рассмотрим случай для пластовой температуры 80°С. Длина линейной модели пласта составляла 0,8 м, внутренний диаметр 0,04 м. После полного насыщения пористой среды, состоящей из кварцевого песка, водой определяли её проницаемость. В экспериментальных исследованиях использовались гидрокарбонатная (щелочная) пластовая вода с рН = 8 и хлоркальциевая (жёсткая) пластовая вода с рН = 6 (табл. 4).

 

Таблица 4. Результаты экспериментальных исследований на линейной модели

№ опыта

Начальная проницаемость, К 10-12 мкм²

Рабочие агенты, закачиваемые в модель

Конечная проницаемость, К 10-12 мкм²

Фактор сопротивления

1

1,36

4% Na2SiO3 +0,3% КМЦ

1,02

1,33

2

1,38

4% Na2SiO3 +0,5% КМЦ

0,63

2,19

3

1,35

4% Na2SiO3 +0,7% КМЦ

0,65

2,08

4

1,36

4% Na2SiO3 +1,0% КМЦ

0,64

2,13

5

1,33

6% Na2SiO3 +0,3% КМЦ

0,61

2,18

6

1,37

6% Na2SiO3 +0,5% КМЦ

0,60

2,28

7

1,35

6% Na2SiO3 +0,7% КМЦ

0,61

2,21

8

1,34

6% Na2SiO3 +1,0% КМЦ

0,63

2,13

9

1,34

8% Na2SiO3 +0,3% КМЦ

060

2,23

10

1,36

8% Na2SiO3 +0,5% КМЦ

0,63

2,16

11

1,35

8% Na2SiO3 +0,7% КМЦ

0,65

2,08

12

1,32

8% Na2SiO3 +1,0% КМЦ

0,61

2,16

13

1,34

10% Na2SiO3 +0,3% КМЦ

0,63

2,13

14

1,33

10% Na2SiO3 +0,5% КМЦ

0,61

2,18

15

1,34

10% Na2SiO3 +0,7% КМЦ

0,61

2,20

16

1,35

10% Na2SiO3 +1,0% КМЦ

0,59

2,29

Эксперименты с жесткой пластовой водой

17

1,27

Умягченная вода, 4% Na2SiO3 +0,3% КМЦ

1,00

1,27

18

1,25

Умягченная вода, 4% Na2SiO3 +0,5% КМЦ

0,45

2,78

19

1,25

Умягченная вода, 4% Na2SiO3 +0,7% КМЦ

0,42

2,98

20

1,27

Умягченная вода, 4% Na2SiO3 +1,0% КМЦ

0,40

3,18

21

1,28

Умягченная вода, 6% Na2SiO3 +0,3% КМЦ

0,41

3,12

22

1,26

Умягченная вода, 6% Na2SiO3 +0,5% КМЦ

0,38

3,32

23

12,6

Умягченная вода, 6% Na2SiO3 +0,7% КМЦ

0,42

3,00

24

1,27

Умягченная вода, 6% Na2SiO3 +1,0% КМЦ

0,44

2,89

25

1,28

Умягченная вода, 8% Na2SiO3 +0,3% КМЦ

0,41

3,12

26

1,27

Умягченная вода, 8% Na2SiO3 +0,5% КМЦ

0,38

3,34

27

1,25

Умягченная вода, 8% Na2SiO3 +0,7% КМЦ

0,44

2,84

28

1,25

Умягченная вода, 8% Na2SiO3 +1,0% КМЦ

0,42

2,98

29

1,28

Умягченная вода, 10% Na2SiO3 +0,3% КМЦ

0,47

2,72

30

1,29

Умягченная вода, 10% Na2SiO3 +0,5% КМЦ

0,43

3,00

31

1,30

Умягченная вода, 10% Na2SiO3 +0,7% КМЦ

0,43

3,02

32

1,29

Умягченная вода, 10% Na2SiO3 +1,0% КМЦ

1,42

3,07

33

1,35

Na2SiO3 – целиотсодержащая порода, обработанная кислотой

0,95

1,42

 

Затем на вход модели подают раствор силиката натрия с добавкой КМЦ и проталкивают гелеобразующий раствор умягченной морской водой. В экспериментах с жесткой пластовой водой для предотвращения её смешивания с гелеобразующим раствором в модель перед раствором силиката натрия с добавкой КМЦ закачивают умягченную морскую воду. Модель закрывают с обеих концов на определённое время (время гелеобразования, указанное в табл. 1). По истечении этого времени вход модели вновь соединяется с соответствующей пластовой водой, которая способствует насыщению, и определяется проницаемость пористой среды. Например, в опыте № 2 после насыщения модели пласта щелочной водой и определения проницаемости по воде, которая составила 1,38∙10-12 м², в модель закачивали 4% раствор Na2SiO3 с добавкой 0,5% КМЦ в размере 15% от объёма пор и проталкивали раствор умягчённой морской водой в размере 5% от объёма пор. Далее модель закрывали на период гелеобразования 26 ч (табл. 1), по истечении которого продолжали прокачку пластовой воды и определяли конечную проницаемость (0,63 ∙ 10-12 м²). Отношение начальной проницаемости к конечной (фактор сопротивления) показывает эффективность предлагаемого способа (табл. 4).

В случае насыщения модели высокоминерализованной водой хлоркальциевого типа (жесткой водой) в модель перед гелеобразующей композицией закачивалась оторочка умягченной морской воды в размере 5% от объема пор. Для сравнения эксперименты проводились по прототипу. Результаты экспериментальных исследований показаны в табл. 4.

В дальнейшем на линейных моделях пласта проведены экспериментальные исследования по изучению влияния процесса гелеобразования на вытеснение остаточной нефти из обводненного пласта. Экспериментальные исследования проводились при термостатировании 80°С в обводненной неоднородной модели пласта, содержащей в порах остаточную нефть.

После создания в линейной модели пласта, геометрические размеры которой показаны выше, слоистой пористой среды с различной проницаемостью (проницаемость высокопроницаемого слоя пористой среды на порядок выше проницаемости низкопроницаемого слоя) в пористой среде создают начальную нефтенасыщенность и остаточную водонасыщенность. Затем нефть вытеснялась пластовой водой. Как и в предыдущей серии экспериментов, в данных исследованиях также использовались щелочная и жесткая пластовые воды. Затем на вход модели при термостатировании (при температуре 80°С) подается раствор силиката натрия в пресной воде с добавкой КМЦ, проталкивают гелеобразующий раствор умягченной пластовой водой, и оба конца модели закрываются на период гелеобразования. В случае если вода в порах жесткая, предварительно закачивается оторочка умягченной пластовой воды в размере 5% от объема пор. По истечении времени со входа модели закачивают пластовую воду и наблюдают за вытеснением остаточной нефти. Например, в опыте № 2 после создания начальной нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности нефть вытеснялась щелочной пластовой водой, при этом коэффициент вытеснения составил 0,58. Затем в модель подавался 4% раствор Na2SiO3 с добавкой 0,5% КМЦ в объеме 15% от объема пор, который проталкивался оторочкой умягченной пластовой воды в размере 5% от объема пор, и модель закрывалась на 26 ч (время гелеобразования). По истечении этого времени продолжали прокачку через модель пластовой воды и замеряли количество вытесненной нефти. После прокачки двух объемов пор пластовой воды из модели фильтровалась чистая вода. Коэффициент вытеснения нефти из модели после закачки реагентов составил 0,741, а прирост коэффициента нефтевытеснения 16,1% (табл. 5).

 

Таблица 5. Результаты экспериментов по нефтевытеснению

№ опыта

Коэффициент нефтевытеснения до закачки реагентов, д. ед.

Рабочие агенты, закачиваемые в модель

Коэффициент нефтевытеснения до закачки реагентов, д. ед.

Прирост коэффициента нефтенасыщения,%

Объем рабочего агента, необходимый для вытеснения остаточной нефти, в объемах пор

1

0,61

4% Na2SiO3 + 0,3% КМЦ

0,675

6,5

2,15

2

0,58

4% Na2SiO3 + 0,5% КМЦ

0,741

16,1

2,00

3

0,57

4% Na2SiO3 + 0,7% КМЦ

0,742

17,2

1,95

4

0,58

4% Na2SiO3 + 1,0% КМЦ

0,750

17,0

1,90

5

0,60

6% Na2SiO3 + 0,3% КМЦ

0,769

16,9

1,95

6

0,61

6% Na2SiO3 + 0,5% КМЦ

0,801

19,1

1,75

7

0,62

6% Na2SiO3 + 0,7% КМЦ

0,809

18,9

1,80

8

0,63

6% Na2SiO3 + 1,0% КМЦ

0,812

18,2

1,75

9

0,61

8% Na2SiO3 + 0,3% КМЦ

0,795

18,5

1,85

10

0,62

8% Na2SiO3 + 0,5% КМЦ

0,806

18,6

1,85

11

0,60

8% Na2SiO3 + 0,7% КМЦ

0,786

18,6

1,80

12

0,58

8% Na2SiO3 + 1,0% КМЦ

0,763

18,3

1,90

13

0,60

10% Na2SiO3 + 0,3% КМЦ

0,780

18,0

1,95

14

0,59

10% Na2SiO3 + 0,5% КМЦ

0,774

18,4

1,85

15

0,62

10% Na2SiO3 + 0,7% КМЦ

0,804

18,4

1,85

16

0,61

10% Na2SiO3 + 1,0% КМЦ

0,792

18,2

1,90

Эксперименты с жесткой пластовой водой

17

0,55

Умягченная вода, 4% Na2SiO3 + 0,3% КМЦ

0,631

8,1

2,20

18

0,56

Умягченная вода, 4% Na2SiO3 + 0,5% КМЦ

0,735

17,5

2,05

19

0,56

Умягченная вода, 4% Na2SiO3 + 0,7% КМЦ

0,739

17,9

1,95

20

0,56

Умягченная вода, 4% Na2SiO3 + 1,0% КМЦ

0,745

18,5

1,85

21

0,57

Умягченная вода, 6% Na2SiO3 + 0,3% КМЦ

0,749

17,9

1,80

22

0,57

Умягченная вода, 6% Na2SiO3 + 0,5% КМЦ

0,767

19,7

1,70

23

0,56

Умягченная вода, 6% Na2SiO3 + 0,7% КМЦ

0,756

19,6

1,75

24

0,56

Умягченная вода, 6% Na2SiO3 + 1,0% КМЦ

0,755

19,5

1,80

25

0,58

Умягченная вода, 8% Na2SiO3 + 0,3% КМЦ

0,769

18,9

1,85

26

0,54

Умягченная вода, 8% Na2SiO3 + 0,5% КМЦ

0,730

19,0

1,85

27

0,57

Умягченная вода, 8% Na2SiO3 + 0,7% КМЦ

0,760

19,0

1,80

28

0,55

Умягченная вода, 8% Na2SiO3 + 1,0% КМЦ

0,741

19,1

1,75

29

0,58

Умягченная вода, 10% Na2SiO3 + 0,3% КМЦ

0,768

18,8

1,80

30

0,55

Умягченная вода, 10% Na2SiO3 + 0,5% КМЦ

0,739

18,9

1,90

31

0,56

Умягченная вода, 10% Na2SiO3 + 0,7% КМЦ

0,775

19,0

1,85

32

0,55

Умягченная вода, 10% Na2SiO3 + 1,0% КМЦ

0,740

19,0

1,85

33

0,59

Na2SiO3 – целиотсодержащая порода, обработанная кислотой

0,680

9,0

2,40

 

Установлено, что при закачке в случае необходимости оторочки умягченной пластовой водой, затем предложенного гелеобразующего раствора, проталкивании его умягченной пластовой или морской водой и выдержке соответственно табл. 1 и дальнейшем нагнетании пластовой воды из слоисто-неоднородной пористой среды можно вытеснить до 19,7% остаточной нефти. Отсюда можно сделать вывод, что добавка к силикату натрия КМЦ способствует более глубокому проникновению в пористую среду раствора и образованию геля. Нагнетаемая после оторочки пластовая вода подключает низкопроницаемые нефтяные зоны к разработке. Изменяя концентрации силиката натрия и КМЦ, можно регулировать время гелеобразования раствора. В исследованиях по прототипу прирост коэффициент вытеснения составил 9%.

В промысловых условиях процесс осуществляется следующим образом: на основе геологических и геофизических исследований устанавливают интервалы и площадь, необходимые для изоляции, далее определяют необходимые для данных условий концентрации силиката натрия и КМЦ и после этого обследуют состояние нагнетательной скважины (в случае необходимости промывают песчаную пробку). Далее на устье скважины готовят гелеобразующий раствор силиката натрия и КМЦ необходимой концентрации и умягченную морскую или пластовую воду. Если пластовая вода жёсткая, перед закачкой водного раствора силиката натрия с добавкой КМЦ в пласт закачивают умягченную морскую или пластовую воду. Затем в скважину с помощью насосного агрегата закачивают гелеобразующий раствор. Продвигаемый по направлению высокопроницаемой зоны, гелеобразующий раствор проталкивают умягченной морской или пластовой водой с последующим заводнением пласта.

Выводы

Преимуществом предложенного метода является возможность регулирования процесса гелеобразования. Гелевый экран образуется на требуемом расстоянии от ствола нагнетательной скважины, и дальнейшая закачка воды способствует повышению охвата воздействием и, в целом, нефтеотдаче пласта. Также в эксплуатационных скважинах с помощью разработанной технологии можно регулировать приток воды.

×

About the authors

D. Iskenderov

SOCAR

Author for correspondence.
Email: dashqin.iskandarov@socar.az

PhD

Azerbaijan, Baku

References

  1. Фeдopoв К.M., Xaйpeдинoв Н.Ш., Шaмcyapoв A.A., Пycтoвaлoв M.Ф., Aндpeeв В.E., Кoтeнeв Ю.A., Пeчepкин П.Ф., Нacибyллин A.A., Чижoв A.П. Пpoгнoзиpoвaниe пpимeнeния тepмoгeлeобpaзyющиx peaгeнтoв. – Cб. тр. НИИнeфтeoтдaчa «Meтoды yвeличeния нeфтeoтдaчи тpyднoизвлeкaeмыx зaпacoв. Пpоблeмы и peшeния», 2000, вып. II, с. 36–40.
  2. Фeдopoв К.M., Шaмcyapoв A.A., Xaйpeдинoв Н.Ш., Кoтeнeв Ю.A., Пeчepкин П.Ф., Нacибyллин A.A., Чижoв A.П. Пpoгнoзиpoвaниe пpимeнeния тepмoгeлeобpaзyющиx кoмпoзиций для пoвышeния нeфтeoтдaчи и cнижe ния обвoднeннocти пpoдyкции нa мecтopoждeнияx ТПП «Ypaйнeфтeгaз». – Cб. тp CибНИИНП «Cocтoяниe, пpоблeмы, ocнoвныe нaпpaвлeния paзвития нeфтянoй пpoмышлeннocти в XXI вeкe. Paзpaботкa и гeoлoгия», 2000, с. 23–32.
  3. Бриллиант Л.С., Новожилов В.Г., Старкова Н.Р. Способ разработки неоднородных нефтяных пластов. – Патент РФ № 2103491, МКИ Е21В 43/22, опубл. 1998 г.
  4. Доброскок Б.Е., Кубарева Н.Н., Юсупов И.Г. Способ разработки продуктивного пласта. – Патент РФ № 2133825, МКИ Е21В 43/22, опубл. 1999 г.
  5. Тахаутдинов Ш.Ф., Гатиятуллин Н.С. и др. Способ разработки нефтяной залежи. – Патент РФ № 2157451, МКИ Е21В 43/22, опубл. 2000 г.
  6. Фeдopoв К.M., Xaйpeдинoв Н.Ш., Шaмcyapoв A.A., Пycтoвaлoв M.Ф., Aндpeeв В.E., Кoтeнeв Ю.A., Пeчepкин П.Ф., Нacи6yллин A.A., Чижoв A.П. Пpoгнoзиpoвaниe пpимeнeния тepмoгeлeобpaзyющиx peaгeнтoв. – Cб. тр. НИИнeфтeoтдaчa «Meтoды yвeличeния нeфтeoтдaчи тpyднoизвлeкaeмыx зaпacoв. Пpоблeмы и peшeния», 2000, вып. II, с. 36–40.
  7. Фeдopoв К.M., Шaмcyapoв A.A., Xaйpeдинoв Н.Ш., Кoтeнeв Ю.A., Пeчepкин П.Ф., Нacибyллин A.A., Чижoв A.П. Пpoгнoзиpoвaниe пpимeнeния тepмoгeлeобpaзyющиx кoмпoзиций для пoвышeния нeфтeoтдaчи и cнижe ния обвoднeннocти пpoдyкции нa мecтopoждeнияx ТПП «Ypaйнeфтeгaз». – Cб. тp CибНИИНП «Cocтoяниe, пpоблeмы, ocнoвныe нaпpaвлeния paзвития нeфтянoй пpoмышлeннocти в XXI вeкe. Paзpaботкa и гeoлoгия», 2000, с. 23–32.

Copyright (c) 2022 Iskenderov D.

Creative Commons License
This work is licensed under a Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 International License.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies