Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки

fy">     -оторочка раствора гидроксида натрия и жидкого стекла;

     -разделительная оторочка пресной воды;

     -сточная минерализованная вода.

       Место выпадения осадков в пласте регулируют объемами оторочек пресной воды и  раствора реагентов, а степень снижения проницаемости обводненных зон пласта - изменением концентрации гидроксида и силиката натрия.

       Для приготовления СЩР используют натр едкий технический (ГОСТ 2263 — 79), стекло натриевое жидкое (ГОСТ 13078 — 81), полиакриламид  сухой дробленный (соответствующий  по качеству ТУ 6-16-157 — 78) или порошкообразные марки полиакриламида, используемые при полимерном заводнении; товарная форма гидроокиси — жидкость плотностью 1450 кг/ м³; товарная форма жидкого стекла плотностью 1360— 1500 кг/м³.

       Концентрация  компонентов в растворе, нагнетаемом  в пласт, следующая: силиката натрия — 0,2 — 2,0; гидроксида натрия — 0,2— 2,0; (ПАА) 0,01— 0,06 %. Водородный показатель (рН) нагнетаемого в пласт СЩР должен быть равен 12,7— 13,7.

       Для создания буферной оторочки и приготовления  СЩР используют пресную воду из естественных водоемов или подрусловую воду необходимого качества: содержание ионов кальция до 30— 40 мг/дм³; ионов магния до 8— 10 мг/дм³; плотность воды 1000 кг/м³; водородный показатель рН в пределах от 7 до 8.

       Рассматриваемая технология вытеснения остаточной нефти из целиков и увеличение охвата пласта заводнением заключается в снижении проницаемости водопроводящих каналов за счет внутрипластового образования упругих дисперсий на путях фильтрации воды.

       Для повышения эффективности СЩЗ  рекомендуется циклическое закачивание в нагнетательную скважину микрооторочек активных в условиях пласта осадкообразующих щелочных соединений, которые при смешении и взаимодействии с вторым компонентом - сточной минерализованной водой - образуют в пласте осадок. Для предотвращения преждевременного смешивания растворов между оторочками закачивают оторочку инертной буферной жидкости (умягченной воды).

5.4.3. Применение биополимеров и биоПАВ.

       Одним из перспективных направлений развития исследований по разработке технологий увеличения нефтеотдачи пластов является использование биополимеров (БП) и биоПАВ. Преимуществами этих реагентов являются более высокая стойкость против механической, термокислотной деструкции и совместимость с высокоминерализованными пластовыми водами.

       К числу новых типов водорастворимых полимеров, которые можно эффективно использовать для увеличения нефтеотдачи пластов, относятся экзополисахариды, являющиеся продуктом жизнедеятельности микроорганизмов и получившие название «биополимеры». Для повышения нефтеотдачи пластов применяются очень низкие концентрации (0,07 — 0,005 %) биополимеров в воде.

       Ценность  биополимеров — экзополисахаридов (ЭПС) — определяется большой вязкостью раствора при низкой концентрации, сочетаемостью с различными солями в широком диапазоне рН и температуры, устойчивостью к механической и окислительной деструкции, меньшей чувствительностью к действию солей и рН растворов, чем ПАА.

       Биополимеры устойчивы при температурах до 100— 120 °С, а некоторые — даже до 150 °С, что перекрывает весь температурный диапазон разрабатываемых месторождений. Они устойчивы в широком интервале изменения рН среды. Это позволяет применять их как для составления щелочных композиций, обладающих повышенными нефтевытесняющими свойствами, так и кислотных с пролонгированной способностью в отношении карбонатов пород-коллекторов.

       Результаты  экспериментов по нефтевытеснению  свидетельствуют о значительном улучшении нефтеотмывающей способности  растворов биоПАВ по сравнению с обычным заводнением (на 20 % при массовом содержании 0,05 %).

       По  результатам промысловых испытаний  биоПАВ в НГДУ «Уфанефть» установлено, что удельная технологическая эффективность составляет 38 т дополнительной нефти на 1 т биоПАВ.

       В композиции с БП Симусан растворы биоПАВ обладают еще более высокими нефтевытесняющими свойствами.

       Применение  продуктов биосинтеза для повышения  нефтеотдачи пластов базируется на двух основных принципах:

     -снижение поверхностного и межфазного натяжения, усиление эмульгирующих свойств, которые способствуют нефтеотмыву, и выравнивание подвижности жидкостей в различных зонах пласта при заводнении;

     -образование малоподвижных или неподвижных гелей при взаимодействии продуктов биосинтеза с компонентами продуктивного пласта в высокопроницаемых промытых зонах и изменение направлений потоков нефтевытесняющей воды.

       Первый  принцип рекомендуется использовать при малых степенях неоднородности пласта, когда незначительное повышение  вязкости воды приводит к существенному  увеличению охвата заводнением, второй — при обработке наиболее высокопроницаемых зон неоднородного пласта.

       На  основании лабораторных исследований разработан ряд композиций продуктов биосинтеза для применения в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов в различных геолого-физических условиях. Сюда относятся композиции: «био-ПАВ — жидкое стекло — нефть», «биоПАВ — ПАА», «био-ПАВ — нефрас», «биополимер — кислота» и др. Многие из них прошли промысловые испытания на месторождениях Башкортостана и показали высокую эффективность. По итогам 2000 г. по АНК Башнефть удельная технологическая эф-фективность составила 836 т нефти на одну обработку, на 1 т реагента — 85 т.

5.4.4. Щелочно-полимерные композиции.

       Один  из перспективных методов воздействия  на залежь в условиях терригенных  отложений на поздней стадии разработки — селективное ограничение фильтрации воды в промытых пластах на основе щелочей: закачка аммиачных и щелочно-полимерных растворов, щелочной дистиллерной жидкости, различных щелочных отходов. Одной из технологий, прошедшей промысловые испытания, является щелочно-полимерное воздействие (ЩПВ) на неоднородные обводненные пласты. Технология разработана и исследована в лабораторных и промысловых условиях в БашНИПИнефти под руководством д-ра техн. наук Р.Х. Алмаева.

       Механизм  извлечения остаточной нефти достигается  путем увеличения охвата пластов заводнением, снижением проницаемости водопромытых зон за счет образования упругих гидрофобных дисперсных систем  при  взаимодействии щелочно-полимерного раствора (ЩПР) с высокоминерализованными пластовыми водами и изменения направлений фильтрационных потоков. Кроме того, в лабораторных условиях установлены явления, связанные с изменениями термодинамического равновесия в системе нефть — порода — вода, структурно-механических свойств нефти и породы пласта, смачиваемости нефтенасыщенной породы. Такой эффект более интенсивно проявляется при воздействии на неоднородные пласты.

       Подобно силикатно-щелочному воздействию (СЩВ) данный способ основан на внутрипластовом  образовании упругих дисперсных фаз на путях фильтрации пластовой  воды за счет ее взаимодействия с микрооторочками  закачиваемых в пласт ЩПР. При взаимодействии с породой свободных гид-роксиланионов щелочи в минерализованной пластовой воде происходит деструктурирование адсорбционных слоев нефти и улучшение смачиваемости нефтенасыщенной породы водой. С другой стороны, щелочная среда может за счет снижения межфазного натяжения изменять структурно-механические свойства нефти и приводить к ее диспергированию.

       Концентрированные растворы щелочей обладают высокой  способностью подавления набухаемости глин, содержащихся в песчаниках, и разрушения тяжелых компонентов нефти, различных окисных пленок. Это приводит к гидрофилизации породы, что улучшает процесс закачивания через нагнетательные скважины, практически не уменьшая (нередко увеличивая) при этом приемистость.

       Воздействие на ПЗП проводят путем закачивания в водо-нагнетательную скважину микрооторочек пресной воды и товарной формы щелочи (аммиака) в композиции с водорастворимыми полимерами (ВРП) в следующей последовательности:

1. микрооторочка пресной воды;
2. оторочка раствора щелочи (аммиака) с полимером;
3. микрооторочка пресной воды;
4. сточная минерализованная вода, нагнетаемая в пласт для ППД.

       Применение  технологии наиболее эффективно на высоко-приемистых очаговых нагнетательных скважинах, воздействующих на терригенные пласты с высокоминерализованными водами хлоркальциевого типа и нефтями повышенной вязкости (до 50 мПа-с), находящихся на поздней стадии разработки и имеющих несколько пропластков с различной проницаемостью в высоко обводненных пластах.

       Основные  критерии эффективного применения технологии:

     -терригенные кварцевые коллекторы с проницаемостью 0,5 мкм² и выше;

     -приемистость водонагнетательных скважин 100 м³/сут и выше;

     -высокая минерализация пластовой воды с массовой концентрацией ионов кальция и магния (2— 3 г/дм³ и более);

     -наличие нескольких пропластков, различных по проницаемости и текущей нефтенасыщенности;

     -толщина пласта от 3— 4 до 30— 40 м.

       Закачку ЩПР в скважину периодически повторяют  через 1 — 3 года. Рекомендуется каждую последовательную оторочку раствора закачивать после окончания эффекта от предыдущей. Длительность проявления эффекта закачивания оторочки раствора от нескольких месяцев до 2— 3 лет.

       Промысловые исследования и внедрение технологии осуществлено на Ново-Хазинской площади  Арланского месторождения республики Башкортостан, где развиты пласты С_II и C_VI бобриковского горизонта нижнего карбона. Показано, что ее применение обеспечивает выравнивание профилей приемистости пластов, их охват и увеличение нефтеотдачи. Всего проведено около 150 скважино-обработок очаговых нагнетательных скважин, суммарная дополнительная добыча нефти составила 232,3 тыс. т, удельная дополнительная добыча нефти на одну скважино-обработку составила 1,1 тыс. т, на 1 т композиции — 60 т.

5.4.5.Внутрипластовая генерация систем с регулируемой вязкостью и щелочностью.

       Научной основой разработки рассматриваемых  технологий явились результаты исследований кинетики гидролиза и гелеобразования  в системах карбамид — соль аммония - ПАВ — вода — порода и карбамид — соль алюминия — ПАВ — вода — порода, выполненных Л.К. Алтуниной с соавторами.

       Внутрипластовая генерация нефтевытесняющих систем с регулируемыми значениями щелочности и вязкости основана на способности растворенного в воде карбамида гидролизоваться при высокой температуре с образованием аммиака и углекислого газа.

       Наибольшее  влияние на скорость гидролиза оказывают  температура и концентрация аммиачной  селитры, влияние ПАВ менее заметно. В присутствии ПАВ и особенно аммиачной селитры гидролиз карбамида замедляется.

5.4.5.1. Загущенные системы ИХН-КА.

       Одним из важнейших свойств технологических жидкостей, применяемых для увеличения нефтеотдачи пластов, является вязкость. Возможность регулирования вязкости системы ИХН-КА позволяет подбирать подвижность нефтевытесняющего агента, оптимальную для конкретных геолого-физических и гидродинамических условий высокотемпературных залежей. Они способны увеличивать нефтеотдачу как за счет повышения коэффициента нефтевытеснения, так и увеличения охвата пласта заводнением. В их состав вводятся соли алюминия, способные непосредственно в пласте с высокой температурой при гидролизе карбамида образовывать неорганические гели и золи. Разработаны и рекомендованы оптимальные составы, для которых время гелеобразования при 90 °С составляет 2 сут, при 120 °С — 1,5 ч, вязкость при этом увеличивается в 80— 130 раз, а при двукратном разбавлении состава — в 6— 30 раз.

       Для увеличения нефтеотдачи высоконеоднородных пластов месторождений Западной Сибири предложена технология физико-химического воздействия на пласт загущенной системой ИХН-КА. Технология объединяет преимущества заводнения растворами щелочей, ПАВ и воздействия на пласт С02. При этом повышение нефтеотдачи достигается за счет улучшения нефтевытеснения и увеличения охвата неоднородного пласта заводнением.

       Промысловые испытания композиций ИХН-КА проводились на месторождениях Западной Сибири. Получены высокие результаты. По утверждению авторов, прирост нефтеотдачи достигает 5— 10 %.

5.4.5.2. Гелеобразующие системы ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ.