2.5.2 Подготовка моделей пласта и выбор рецептур физико-химических композиций

Извлечение остаточных запасов нефти из обводненных пластов после заводнения представляет собой сложную задачу, в решении которой немаловажное значение играют физико-химические методы воздействия на продуктивные пласты.

В нефтенасыщенных, неоднородных по проницаемости пластах при сложном распределении линий тока в процессе вытеснения нефти, когда происходят значительные изменения градиентов давления, могут образоваться застойные зоны [58]. В этой связи актуальны исследования, в том числе и экспериментальные, влияния различных факторов на нефтеотдачу при вытеснении водой неньютоновской нефти. Представляет большой интерес определение коэффициента нефтеотдачи пласта с парафинистой нефтью, разрабатываемого методом заводнения.

С учетом особенностей движения парафинистой нефти и ее термодинамических характеристик возможны следующие варианты отложения частиц парафина в поровом пространстве пласта:

- возникновение и рост парафиновых образований непосредственно на стенках поровых каналов;

- прилипание частиц парафина к зернам породы;

- кольматационные эффекты и последующие заполнение порового объема частицами парафина при фильтрации нефти [59].

При изучении процессов вытеснение нефти водой и другими вытесняющими агентами на лабораторных установках, результаты которых можно было бы перенести непосредственно на реальный пласт, необходимо учитывать все факторы, определяющие значения коэффициентов вытеснения и охвата пласта воздействием вытесняющим агентом.

Коэффициент полноты извлечения может зависеть от целого ряда характеристик: скорости вытеснения, поверхностного натяжения на границах фаз, разности их плотностей, структуры порового пространства, угла смачивания твердой фазы, содержания и свойств связанной воды, а также химического состава нефти и вытесняющих ее жидкостей или газа. Исследованиями последних лет установлено, что на полноту извлечения запасов нефти оказывают существенное влияние структурно-механические свойства аномальных нефтей [60,61], проявляющиеся при малых градиентах пластового давления.

В существующей теории моделирования [62,63,64] предлагаются безразмерные параметры, учитывающие влияние только первых трех факторов. Для учета структурных особенностей порового пространства и его смачивающей характеристики рекомендуется в экспериментальных исследованиях пользоваться реальными пористыми средами. Однако использование реальных образцов нефтесодержащей породы в качестве моделей пористой среде в лабораторных опытах связано с большими трудностями. Реальные горные породы содержат в себе различные примеси, которые, как цементирующие материалы, при экстрагировании образца либо выносятся из порового пространства, либо, растворятся. Наряду с изменениями структуры порового пространства изменяется также смачивающая характеристика твердой фазы.

Из-за недостаточной изученности количественных характеристик, которые бы позволили учесть влияние химического состава нефти и вытесняющей жидкости, в теории моделирования вообще отсутствует соответствующий параметр подобия. Это связано с тем, что на процесс вытеснения нефти из пористой среды и на конечный коэффициент вытеснения нефти водой оказывают существенное влияние многие свойства нефти, которые, как правило, проявляются одновременно. Значительное влияние на коэффициент вытеснения оказывают вязкость нефти, содержание в ней поверхностно-активных компонентов, количество растворенного газа, поверхностное натяжение на границе нефть - вытесняющая жидкость, структурно-механические свойства нефти и др.

В работах В.М Лютина и других исследователей показано, это экспериментальные данные, полученные при исследовании фильтрации дистиллятов нефти, не могут быть распространены на все реальные нефти.

В работах Ш.К Гиматудинова замечено снижение фильтрационных характеристик пород при движении в них дегазированной нефти. В результате окисления и изменения состава некоторых соединений и охлаждения появляются компоненты, несвойственные естественным нефтям. По рекомендациям Ш.К. Гиматудинова эксперименты по вытеснению следует проводить с естественными нефтями, харанившимися непродолжительное время при температурах не ниже 18°С, или рекомбинированными моделями нефти.

Согласно исследованиям И.Л.Мархасина показано, что введение в нефть растворителей (керосина, в небольших количествах петролейного эфира) приводит к увеличению адсорбции асфальтенов. Большое влияние на адсорбцию имеет добавка петролейного эфира к нефти с меньшим

62 содержанием асфальтенов. Очевидно, адсорбция породы различного количества асфальтенов приводит не только к гидрофобизации пород, но и к изменению структурно-механических свойств нефтей. Усиление адсорбции асфальтенов может привести к замедлению процесса вытеснения нефти, а если оно сопровождается гидрофобизацией поверхности поровых каналов, то к уменьшению коэффициента вытеснения. Исходя из своих исследований И.Л. Мархасин приходит к выводу о том, что для получения достоверных результатов следует использовать только пластовую и в крайнем случае дегазированную без контакта с воздухом нефть.

Исследованиями ряда авторов установлено [59,60,65,66], что нефти многих месторождений обладают аномалиями вязкости, и это оказывает существенное влияние на процессы фильтрации и нефтеотдачу. Коэффициент конечной нефтеотдачи по месторождениям неньютоновских нефтей более чем в два раза меньше соответствующего коэффициента для нефтей, не проявляющих аномалии вязкости. На процессы вытеснения таких нефтей из пористой среды существенное влияние оказывает градиент давления вытеснения.

Приведенный краткий обзор работ различных авторов показывает, что наилучшим средством воспроизведения в опытах физико-химических свойств нефтей является использование проб пластовой нефти, поднятых из скважин с сохранением ее природных свойств. При этом, однако, проведение исследований чрезвычайно осложняется необходимостью использования аппаратуры высокого давления. Поэтому подавляющая часть опытов проводится при атмосферном давлении. В атмосферных условиях предпочитают в экспериментах использовать дегазированную нефть с добавлением различных растворителей.

Таким образом, если процессы фильтрации и вытеснения проводятся при градиентах давления, меньших предельного градиента давления

63 разрушения структур нефти, то нельзя пользоваться моделями нефти. Применение моделей нефти допустимо лишь в тех случаях, когда заранее известно, что в условиях экспериментов структурно-механические свойства нефтей не проявляются.

Многочисленные лабораторные исследования вытеснения нефти водой проводились практически с самого начала разработки месторождения Узень. Так в работе [69] исследовалось на естественных образцах породы влияние охлаждения коллектора и выпадения кристаллов парафина при закачке воды в пласт на эффективность вытеснения нефти. В работе [69] проанализированы керны и сделаны 1942 определения.

Установлено что если между начальной нефтенасыщенностью и проницаемостью существует прямая зависимость, то в широком диапазоне проницаемости средние значения остаточной нефтенасыщенности практически одинаковые - 25,5%. При проведении этих и множества других работ, ставились задачи, отвечающие требованиям текущего времени, а именно - выпадения парафина и АСПО на эффективность вытеснения нефти водой в пластовых условиях.

За прошедшее время разработки месторождения многое изменилось. Свойства нефти и коллекторов ухудшились, средняя обводненность добываемой жидкости стала больше 80%.

Ниже приведены результаты экспериментальных исследований по вытеснению сырой нефти, отобранной из скважины 2352 XIII горизонта, моделью пластовой воды при температуре 60°С [73].

Поставленные задачи предполагали: - выявление влияния смачиваемости горных пород на характер вытеснения; - установление степени влияния набухания глинистых составляющих коллектора на проницаемость; - определение коэффициента вытеснения нефти водой.

Для решения поставленных задач были проведены две серии экспериментов на лабораторной установке, схема которой приведена на рис. 2.3. В первой серии опытов использовался очищенный и просеянный кварцевый песок для формирования насыпной модели коллектора. Для достижения заданных параметров пористости и проницаемости песок мололи определенное время на шаровой мельнице и затем набивали модель пласта длиной 63 см. и внутренним сечением 3,09см. Модель под вакуумом насыщали водой с пластовыми свойствами и определяли коэффициент проницаемости. Затем после выдержки в течение 15-20 часов при комнатной температуре повторно определяли коэффициент проницаемости по воде и пористость. Затем в модель закачивалась под давлением 2,0 МПа сырая нефть, отобранная из скважины 2352, для создания связанной воды. Во втором опыте использовали модель пластовой нефти с добавлением в сырую нефть гептана.

Подогретая до 60°С нефть, прокачивалась через модель, которая была нагрета до такой же температуры. После прекращения выхода воды прокачка нефти продолжалась до 1,5-2 поровых объемов. Модель выдерживалась в покое в течение 15-20 часов. Затем нефть вытеснялась водой при 60°С до прекращения её выхода из модели. Таким образом, определялся коэффициент вытеснения.

И в первом и во втором опытах после выдержки водонасыщенной модели коэффициенты проницаемости не изменялись, видимо, вследствие отсутствия глинистой составляющей в породе.

65

48%. На рис. 2.7 приведены график изменения коэффициента вытеснения сырой нефти и модели нефти (сырая нефть из скв.2352 XIII горизонта с добавлением гептана до достижения вязкости пластовой нефти) водой, в зависимости от относительной закачки воды в модель.

0,6

О* ! ! 1

0 1 2 3 4 5 6

Относительный накопленный объём закачки, VMK/Vnop

Рис. 2.7. Изменение коэффициентов вытеснения сырой нефти и модели нефти водой из насыпной модели из кварцевого песка, в зависимости от объема закачанной воды

Как видно из рисунка графики вытеснения сырой нефти и модели нефти водой с пластовой минерализацией идентичны. Коэффициенты вытеснения растут линейно и достигают максимальной величины при закачке в модель 0,4 объема пор воды. Ни остановка эксперимента на 48 часов, ни увеличение

3 3

скорости закачки воды с 80 см /час до 200 см /час не повлияли на поведение коэффициентов вытеснения. Также не повлияла закачка оторочки обратной эмульсии на основе сырой нефти из скважины 2352 XIII горизонта в объеме 0,2 объема пор.

Характер процесса вытеснения происходил по поршневой схеме - из

моделей выходила только нефть и в момент подхода фронта вытеснения

нефть практически сразу сменилась на воду.

Поскольку кварцевый песок обладает преимущественно гидрофильными

свойствами, то во второй серии опытов использовали не экстрагированный

66

керн, отобранный из скважины 6602 XIII горизонта. Его мололи до нужных параметров. После насыщения модели водой с пластовой минерализацией определили коэффициент проницаемости. Затем модель оставили в покое на 2 суток при комнатной температуре. Возобновили закачку воды при 60°С, и после стабилизации показателей снова определили коэффициент проницаемости, который оказался в 2 раза меньше.

1,3

" 1,2

I '

| 0,9

$ 0,8

1 0,7 о

? 0,6 0,5 0,4

Изменение проницаемости насыпной модели пласта по воде в зависимости от времени выдержки при 20°С

\

ж. 1 35

40

50

45

10 15 20 25 30 время, час

Рис. 2.8. Зависимость проницаемости насыпной модели пласта из молотого не экстрагированного керна от времени выдержки

Это хорошо видно на рис. 2.8, где приведена зависимость коэффициента проницаемости от времени выдержки. Падение коэффициента проницаемости свидетельствует, по всей вероятности, о влиянии набухания глинистой составляющей модели коллектора на фильтрационно-ёмкостные свойства.

При вытеснении нефти водой первая капелька воды появилась практически сразу после отбора небольшого количества нефти в самом начале начала процесса, что отвечает известным представлениям о распределении воды и нефти в поровом пространстве при гидрофобном характере смачиваемости. На рис. 2.9 представлены графики изменения показателей отбора нефти и воды в зависимости от относительной закачки воды.

период амплитуда колебаний наибольшая. Вода и нефть появлялись на выходе модели последовательно каплями, что свидетельствует, видимо, о движении этих фаз в модели коллектора по своим собственным каналам. Закачка воды равна накопленному отбору жидкости.

Относительная закачка воды, равная накопленному отбору жидкости, отнесенному к объему пор, д.е.

мш+шт Коэффициент вьгтесненичя. % -Q- Объемная обводненность ж идкости,% -О- Накопленный отбор жидкости из модели (закачка воды), смЗ д Отбор нефти в ед. времни, смЗ/мин.

Рис. 2.9. Изменение показателей вытеснения в зависимости от относительной закачки воды в модель

Несмотря на колебания отбора нефти и обводненности, можно

наблюдать "полки стабилизации" как на кривой обводненности на уровне

80%, так и отбооа нефти на уровне 20 см3/мин, которые начинаются с

относительной за'ачки воды примерно с 0,4 и продолжаются до 1,5 объема

пор. Затем обводненность линейно увеличивается до 100%, а отбор нефти

соответственно падает до нуля. Можно выделить 3 периода изменения

коэффициента вытеснения на первом этапе эксперимента. В течение первого

периода, который длится от начала закачки до значения относительной

закачки 0,52, коэффициент вытеснения увеличивался линейно до значения

0,291, т.е. темп нарастания составил 0,56. В течение второго периода, когда

обводненность колебалась около значения 80%, т.е. в период полки

68

стабилизации, темп его нарастания существенно снизился. Так при закачке воды с 0,52 до 1,73 объема пор коэффициент вытеснения увеличился с 29,1 до 0,451, темп нарастания составил 0,13. В третий период при закачке воды с 1,73 объема пор до 2,1 коэффициент вытеснения вырос с 0,451 до 0,48. Темп роста составил 0,078.

После выдержки модели при комнатной температуре в течение 48 часов закачка воды была возобновлена со скоростью 80 см /час, но из модели выходила вода с признаками нефти. Затем увеличили скорость закачки до 200см3/час, что привело к дополнительному отбору нефти в объеме 5 см3. При этом коэффициент вытеснения нефти водой увеличился на 5% и достиг 53%. На рис. 2.9 приведен график зависимости коэффициента вытеснения от относительной закачки воды. На этом графике отображены три периода изменения коэффициента вытеснения нефти на первом этапе эксперимента и скачок при переходе от скорости закачки воды с 80 см3/час до 200 см3/час.

80 см3/час

200 см3/час

0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6

Относительный накопленный объём закачки воды, V-,;,K/Vri[)|)

Рис. 2.10. Изменение коэффициента вытеснения нефти водой из модели пласта в зависимости от объема закачанной воды

Таким образом, проведенные эксперименты по вытеснению сырой нефти водой из насыпных моделей коллектора позволяют считать что:

При вытеснении нефти водой из насыпной модели, приготовленной из кварцевого песка, нефть извлекается в течение безводного периода, т.е. вытеснение происходит по "поршневой" схеме. При подходе фронта вытеснения к выходу модели нефть практически сразу сменяется ча воду. Коэффициент вытеснения нефти водой растет линейно, так как на выходе отсутствует вода.

При вытеснении нефти водой из насыпной модели, приготовленной из не экстрагированного молотого керна, безводный период короткий и практически вся нефть извлекается одновременно с водой, вернее сказать последовательно порциями.

Следовательно, можно предположить, что нефть и вода движутся отдельно по своим каналам. Со временем вода занимает каналы, по которым двигалась нефть. Причем процесс вытеснения происходит в три периода. В течение первого периода, который длится от начала закачки до значения относительной закачки 0,52, коэффициент вытеснения увеличивался линейно до значения 0,291, т.е. темп нарастания составил 0,56. В течение второго периода, когда обводненность колебалась около значения 80%, т.е. в период полки стабилизации, темп его нарастания существенно снизился. Так при закачке воды с 0,52 до 1,73 объема пор коэффициент вытеснения увеличился с 29,1 до 0,451, темп нарастания составил 0,13. В третий период при закачке воды с 1,73 объема пор до 2,1 коэффициент вытеснения вырос с 0,451 до 0,48. Темп роста составил 0,078.

Особенности процесса вытеснения нефти водой из насыпной модели коллектора из не экстрагированного керна в сравнении с вытеснением из модели, приготовленной из кварцевого песка, позволяют предположить о проявлении свойств частично гидрофобизованного коллектора.

Признаками проявления частично гидрофобизованного коллектора являются:

- короткий безводный период выхода нефти из модели,

- колебания обводненности и добычи нефти особенно в начальной стадии вытеснения,

- формирование "полок стабилизации" на кривых обводненности и отбора нефти,

нарастание коэффициента вытеснения нефти водой происходит с разным темпом в период роста обводненности, в период полки стабилизации обводненности и в период роста обводненности до предельного значения,

скачок коэффициента вытеснения при увеличении скорости закачки воды в модель.