ВСЁ ПРО НЕФТЬ И ГАЗ

Комплексный интернет- портал посвещённый нефти и газу

Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П.
Исследование и обоснование механизма нефтеотдачи пластов с применением физических методов

Глава № 8

Навигация

Аннотация-Оглавление-Введение-Заключение-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.

анекдоты

программы

истории

Глава 8

йсЦздД йнзйланЦгъзйв зЦонЦЗхнЦлзьыфЦв лийлйЕзйлна кЦДЙЦзнД, аСЦзнаоадДсаь оп-икйсЦллйЗ а оДбйЗхп иЦкЦпй-СйЗ З игДлнйЗйв зЦона а ЗхнЦлзь-ыфЦе ДЙЦзнЦ а абеЦзЦзав оабадй-еЦпДзауЦлдап лЗйвлнЗ йлнДнйузйв зЦона а лЗьбДззйв ЗйСх1

Созданная база экспериментальных данных по диэлектрическим параметрам - максимуму тангенса угла диэлектрических потерь tg 6Н и времени релаксации х для моделей пластов, отражающих разнообразные геолого-физические условия продуктивных коллекторов после вытеснения из них нефти как водой, так и различными вытесняющими агентами, и проведенное физическое обоснование этих параметров, делают возможным определение в пластовых условиях относительной нефтевытесняющей способности реагента, установление сопроцессов и фазовых переходов в пластовой нефти и вытесняющем агенте и изменений физико-механических свойств остаточной нефти и связанной воды в результате воздействия на модель пласта реагентом [36, 60, 61, 73-75, 78, 97].

8.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ, ФХ-ПРОЦЕССОВ И ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ

Мерой способности испытуемого реагента вытеснять из нефтяного коллектора коллоидные частицы пластовой нефти определенного вида является разница числа коллоидных частиц

'Глава составлена совместно с А.С. Мухутдиновой.

213

остаточной нефти данного вида после воздействия на модель пласта водой и реагентом, поделенная на абсолютную погрешность измерения числа таких частиц для случая вытеснения нефти с применением реагента. Согласно этому определению, с учетом того, что параметр tg 6„n отражает число коллоидных час-тиц в фазах остаточной нефти, после несложных алгебраических преобразований формул (7.1 )-(7.3), расписанных для случаев вытеснения нефти водой и с применением реагента, получаем соотношения для вычисления параметров вытеснения различных видов коллоидных частиц пластовой нефти Кп и К2 [60]:

Кп= (tg6H- tg6HB)/C-tg6H; (8.1)

^2 = <1;8бмв-1;8бм)/^8бм» <8-2>

где п = 1, 3, 4, т - порядковый номер релаксации в диэлектрическом спектре; tg 6M и tg 6MO - максимум тангенса угла диэлектрических потерь! характеризующий соответствующую релаксацию в спектрах модели пласта после вытеснения из нее нефти соответственно с применением реагента и водой; t, - максимальная относительная погрешность измерения tg 6Н и tg 6

В табл. 8.1 представлены параметры вытеснения различных видов коллоидных частиц пластовой нефти Кп и К2 для моделей пластов после вытеснения из них нефти эталонными

Таблица 8.1

Величины ап и а2, характеризующие модели пластов после вытеснения из них нефти эталонными агентами

Модели пласта

Д, Уршакского месторождения (порода ТМ)

БС,0 Южно-Сургутского месторождения с естественной водо- и нефте-насыщенностью Сп Арланского месторождения (порода ТМ)

БС

Фёдоровского

месторождения

Вытесняющий агент

Модель уршакской нефти

Бензин С2-80/120

Смесь воды, этилового спирта и йода

Толуол

Толуол

Растворитель № 1

Раствор гудрона в нефрасе С4 130/350

6,3

8,6 9,7

7,9

8,8

14,67 4,0

К2 -9,8

-1,9 11,3

1,1

1,1

2,4 -0,8

К3 -1,5

4,2 6,1

3,2

-4,7 1,7

1,5

4,0 4,4

-2,9

-0,9 -9,6

-1,4 -0,2

214

агентами. В расчетах были использованы данные по величинам tg 6НВ и tg 6Н (см. табл. 7.2 и 7.4) и значение С = 0,06.

Анализ приведенных в таблице данных свидетельствует о том, что существует прямая и четкая связь между нефтевытес-няющей способностью реагента и его способностью вытеснять различные виды коллоидных частиц пластовой нефти из модели пласта только для частиц нефти типа ФПС, контролируемых параметром К1 и, как уже отмечалось, преимущественно вытесняющихся из горной породы с естественной водо- и неф-тенасыщенностью. Поэтому по параметру вытеснения Ki можно оценивать относительную нефтевытесняющую спосо1ность испытуемого реагента.

Численные критерии оценки относительной нефтевытесня-ющей способности реагента выведены на основе анализа значений К1 (см. табл. 8.1). Нижний предел численных критериев параметра К1 определяется общепринятой нормой - заметное изменение определяемой величины по отношению к сравниваемой существует, если разница между ними по абсолютной величине составляет не менее двух абсолютных погрешностей измерения оцениваемой величины.

Относительная нефтевытесняющая способность испытуемого реагента не отличается от аналогичной характеристики для воды, находится на уровне между идентичными характеристиками для воды и нефти (вытеснение “нефти - нефтью"), на уровне между аналогичными характеристиками для нефти и реагентов смешивающегося вытеснения, не отличается от идентичной характеристики для реагентов смешивающегося вытеснения, если измеренный параметр вытеснения K1 удовлетворяет соответствующим неравенствам [75]:

- 2 < К1 < 2; (8.3)

2 <^1<6,3; (8.4)

6,3 < K1 < 7,9; (8.5)

7,9 < i^ < 14,7. (8.6)

Из испытанных нефтевытесняющих реагентов, параметр вытеснения К1 которых удовлетворяет неравенству (8.4), для опытно-промышленных испытаний рекомендуют только реагенты, характеризующиеся значением K1t близким по величине к 6,3. В этом случае можно рассчитывать на минимальный эффект по дополнительной добыче нефти. Если значение параметра К1 удовлетворяет неравенству (8.6), то можно получить максимальный эффект по дополнительной добыче нефти.

215

В табл. 8.2 приведены значения параметров вытеснения Кп и К2 для моделей пластов после вытеснения из них нефти растворами реагентов: ФХ-методов; изменяющих подвижность пластовых флюидов; вызывающих ФХ-процессы. При вычислениях этих параметров были использованы данные по величинам tg 6нви tg 6Н (см. табл. 7.2, 7.6, 7.8, 7.10, 7.14, 7.15 и 7.18).

Таблица 8.2

Величины а„ и а,, характеризующие модели пластов после вытеснения из них нефти испытанными агентами

Модель пласта
Вытесняющий агент
K1
К2
К3
Ki
Кш

Д1 Уршакского мес-
Водные растворы




торождения с естественной водо- и нефтенасыщен-
реагентов: СНО-Глиф АФ9-12
2,1 -0,4
-6,0 0,6
-1,5 2,2
-
-1,1
1,3

ностью





Д1 Уршакского месторождения (порода ТМ)
АФ„-12 ОП-10
1,9 -4,2
-4,6 6,1
0,7 2,9
-
1,8 3,4

Сп Арланского месторождения (порода ТП)
СНО-4А
4,4
-9,6


Сп Арланского месторождения
Полиакриламид ORPF-40NT с АФ-6 и АФ9-12
Хлорное железо с АФ-9
-5,4 0,9
15,7 26,0
-0,1
-
2,5 9,0

Д1 , Югомаш-Мак-симовского месторождения (порода КМ)
Полиакриламид ORPF-40NT Хлорное железо с АФ-9
-6,2 -1,6
2,9 3,2
-2,4 0,1
-
0,9 4,5

БС10 Мартемьянов-ского-Тетеревского
Полиакриламид МСУ A3
-6,5
-7,2
7,1
3,8
0,3

месторождения





АБ„ Самотлорско-го месторождения
Хлорное железо с АФ-9
-1,8
-2,1


-7,9

БС1„ Фёдоровского месторождения
Композиция ПАВ Гипан с СаС12
-4,2 2,9
-0,8 1,8
1,7 0,6
0,8
-0,2 0,2

С„ Арланского месторождения
Раствор бутилкау-чука в бензине
3,0
20,7
-
-
9,9

Д1 , Югомаш-Мак-симовского месторождения (порода КМ)
Раствор бутилкау-чука в бензине
3,3
11,8
-23,4

-57,6

АБ„ Самотлорско-го месторождения
Раствор бутилкау-чука в бензине
0,8
8,0
-
-
-15,2

БС1„ Фёдоровского месторождения
Нестабильный бензин
Черный соляр в нефрасе С4 130/350
-6,3 -2,6
-4,5 -3,5
3,6 3,1
3,3
1,0 0,5

216

Продолжение табл. 8.2

Модель пласта

Сп Арланского месторождения (порода ТМ)

С„ Арланского месторождения (порода УМ)

С„ Арланского месторождения (порода ДП)

Сп Арланского месторождения (порода Ю-СМ)

С„ Арланского месторождения (порода УМ)

Д^ршакского месторождения

Д^ршакского месторождения (порода ТП)

БС,0 Южно-

Сургутского месторождения с естественной водо- и нефтенасыщен-ностью

Вытесняющий агент

ДМФА

Карбонизированная вода

ШФЛУ

Водные растворы реагентов МФК: РМК-1

карбамол ЦЭМ ЛКЛ-5

ВФ СНО

ЛПЭ-11

сульфоамин

к1
К2
К3
Ki
кт

-40,6
3,3
-8,5

-1,4

3,1
-2,8
3,0
-
-

-3,3
39,2
3,1
-
1,6

1,1
-2,8
5,5

-1,4 -6,7
-2,9 -4,7
3,7 3,3
-
-

5,8
1,3
0,9
-
-1,1

5,5
12,8
2,9

1,7

0,0

-1,4 1,0

-11,6

Судя по значениям параметра вытеснения К{, большая часть испытанных нефтевытесняющих агентов являются неэффективными (К1 < 2), остальные - слабоэффективными (#! < 6,3).

Более того, из неэффективных реагентов и композиций реагентов значительная часть характеризуется нефтевытесняю-щей способностью, меньшей, чем у воды (К{ < -2). Среди них и реагенты ФХ-методов - НПАВ ОП-10; композиция ПАВ; по-лиакриламиды ORPF-40NT и МСУ A3; композиция полиакри-ламида ORPF-40NT с НПАВ (АФ-6 и АФ9-12) и разновидность сшитого полимерного состава - композиция гипана с СаС12. Далее будет показано, что отрицательная нефтевытесняющая способность перечисленных реагентов обусловлена фазовыми переходами в вытесняющем агенте и ФХ-процессами в пластовой нефти, происходящими в пределах призабойной зоны

пласта.

 

8.1.1. Оценка адсорбции реагента на поверхности горной породы

Параметр вытеснения К2 характеризует вторую релаксацию в интервале от 2-Ю5 до 2-10 Гц спектров моделей пластов после вытеснения из них нефти водой и испытуемым агентом, т.е. он контролирует фазу коллоидных частиц остаточной нефти типа твердокристаллических или ТКГ-частиц, контактирующих непосредственно с поверхностью порового пространства горной породы. Следовательно, параметр несет информацию об адсорбции реагента на поверхности этой породы [60, 75].

Анализ исследованных систем по значениям параметра К2 (см. табл. 8.1 и 8.2) позволяет заключить, что реагент адсор-бируется поверхностью пор горной породы, если определенная для него величина К2 удовлетворяет неравенству:

-9,8 < К2 < -2. (8.7)

Вопреки существующим представлениям о высокой адсорбции на поверхности порового пространства пласта реагентов ФХ-методов в процессе вытеснения из него нефти с их использованием [69, 93, 119], для коллекторов Терригенного Девона, полимиктовых, пласта Сп Арланского месторождения не установлена адсорбция НПАВ ОП-10, композиции хлорного железа с НПАВ АФ-9, композиции ПАВ, композиции поли-акриламида ORPF-40NT с НПАВ, полиакриламида ORPF-40NT и композиции гипана с СаС12. Адсорбция полиакриламида МСУ A3 на поверхности полимиктовых песчаников с ярко выраженной гидрофильностью и НПАВ АФ9-12, СНО-4А (товарная форма неонола АФ9-12) на поверхности девонского песчаника - ниже ожидаемой. Результаты по адсорбции неонола АФ9-12 на поверхности пор песчаников являются проти-воречивыми, поскольку для случая уршакского песчаника с естественной водо- и нефтенасыщенностью адсорбция этого НПАВ отсутствует (см. значения К2 в табл. 8.2).

Результаты определения адсорбции реагентов ФХ-методов на поверхности пор исследованных моделей пластов свидетельствуют о том, что механизм адсорбции этих реагентов является не основным при объяснении их непроизводительных потерь в продуктивном пласте, чем в значительной мере оправдывается низкая эффективность применения ФХ-методов [119]. Более весомыми являются потери данных реагентов в остаточной нефти и связанной воде, вследствие фазовых переходов в вытесняющем агенте и ФХ-процессов в пластовых нефтях, происходящих в пределах ПЗП [36].

218

Существующими лабораторными методами определения адсорбции реагента в пластовых условиях [69] не отделяется физическая адсорбция его на поверхности породы от его необратимого поглощения пластовыми флюидами. В результате теряет смысл прогнозирование изменения смачиваемости горной породы вследствие использования реагента и остается открытым вопрос природы фактора остаточного сопротивления и его роли при вытеснении нефти большими оторочками водорастворимых полимеров типа полиакриламида.

8.1.2. Идентификация ФХ-процессов и фазовых переходов в пластовой нефти и вытесняющем агенте

Результаты прогнозирования фазовых переходов и возможности протекания в пласте ФХ-процессов по данным действующего комплекса лабораторных испытаний нефтевытесняющих реагентов [69, 119] часто не подтверждаются практикой разработки нефтегазовых месторождений. Использование для идентификации данных явлений геофизических и гидродинамических методов исследований скважин полностью не решает проблемы, а позволяет выявить только известные (масштабные) процессы в пределах ПЗП [36].

К числу надежно не подтвержденных в пластовых условиях явлений относятся: фазовый переход - гелеобразование в пласте водорастворимых полимеров и ФХ-процессы - адсорбция реагента на поверхности порового пространства коллектора; внутрипластовое эмульгирование нефти; химическая деструкция молекул НПАВ; деасфальтенизация пластовой нефти вследствие несовместимости с ней реагента; хемосорбция реагента на коллоидных частицах остаточной нефти.

Как уже упоминалось, фазовые переходы и ФХ-процессы сопровождаются увеличением числа каких-либо видов коллоидных частиц остаточной нефти. Такие изменения контролируются параметрами вытеснения К, Кч и Кт (см. табл. 8.1 и 8.2). В результате анализа значени1 этих параметров выведены численные критерии выявления ФХ-процессов (или фазовых переходов) в пластовых условиях [36].

ФХ-процесс (или фазовый переход), обусловленный взаимодействием нефтевытесняющего реагента с коллоидными частицами пластовой нефти типа ФПС, жидкокристаллическими (или частицами близкими к ним по степени их упорядоченности) и мицеллообразными, установлен, если измеренные значения К1, К3 и Кт удовлетворяют неравенствам:

219

-40,6 < K1 < -2;

(8.8)

-23,4 < K3 < -2; (8.9)

-57,6 < Km < -2. (8.10)

Ряд испытанных реагентов обладает нефтевытесняющей способностью, меньшей, чем у воды (К1 < -2). Это связано с фазовыми переходами и ФХ-процессами, обусловленными взаимодействием в пределах ПЗП этих реагентов с фазой ФПС пластовой нефти. Для таких реагентов установлены: фазовый переход - гелеобразование в пласте полиакриламидов, композиций полиакриламида с НПАВ и гипана с СаС12, вследствие их слабых химических взаимодействий (типа водородных связей) с ФПС пластовой нефти; хемосорбция ОП-10 и композиции ПАВ на ФПС остаточной нефти; деасфальтенизация пластовой нефти ДМФА, ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов), нестабильным бензином, раствором черного соляра в нефрасе С1ЗО/350, реагентом МФК-ЛКЛ-5.

В условиях пластов J\1 Сп и БС10 невозможна химическая деструкция молекул неонолов, поскольку НПАВ ОП-10 и композиция ПАВ вступают в реакцию хемосорбции (К1 < -2), а реагенты АФ9-12 и СНО-4А адсорбируются поверхностью норового пространства (К2 < -2). Подобные процессы не могут происходить с неполноценными молекулами.

Широко известно применение по разнообразным технологиям для изоляции притока воды в добывающих скважинах водорастворимых полимеров, базирующееся на их способности создавать в ПЗП гелеобразные структуры. Для этого более предпочтительно использовать исследованные полиакрилами-ды, которые в отличие от гипана характеризуются более низкими значениями параметра K1 Полиакриламид ORPF-40NT не адсорбируется на поверхности пластов Сп и Д1 2, а гипан -на поверхности пласта БС10(/С2 > -2), т.е. они не снижают проницаемость породы (не проявляется фактор остаточного сопротивления, в данном случае такое понятие применимо только для условий ПЗП, вследствие образования в ней гелео-бразных структур, и определяется их устойчивостью). При применении больших оторочек водных растворов таких полимеров с целью повышения нефтеотдачи пласта, вследствие гелеобразования в ПЗП, выходящий в объем пласта раствор значительно обеднен полимером (отсутствует его адсорбция в межскважинном пространстве пласта), а его подвижность становится сравнимой с подвижностью воды (незначительный

220

фактор сопротивления), т.е. охват межскважинного пространства пласта заводнением не увеличивается [73]. Для сильно гидрофилизированных полимиктовых отложений пласта БС10 Мартемьяновского - Тетеревского месторождения полиакрила-мид МСУ A3 следует считать умеренным понизителем проницаемости (К2= -7,2). Можно ожидать, что в данных условиях этот реагент незначительно повышает охват пласта заводнением. По отношению к приросту нефтеотдачи этот эффект будет нивелирован нефтевытесняющей способностью данного полимера, меньшей чем у воды (К1 = -6,5).

Композиция полиакриламида с НПАВ в условиях пласта Сп Ново-Хазинской площади Арланского месторождения обладает вытесняющей способностью более низкой, чем у воды (К^= = -5,4) и не повышает охват пласта заводнением (К2 = 15,7). Это противоречит данным действующего комплекса лабораторных испытаний реагентов [2], но подтверждено отрицательными результатами промысловых испытаний композиции в пласте Сп указанного нефтяного месторождения [36].

Как уже упоминалось, разновидность сшитого полимерного состава (СПС) - композиция гипана с СаС12 является менее эффективным водоизолирующим средством, чем полиакрила-миды. Закачка СПС на основе водорастворимых полимеров ряда акриламида и солей трехвалентного хрома - достаточно известная потокоотклоняющая технология [70, 96]. Ее применение характеризуется положительным эффектом при ограничении притока воды в скважины [68]. Вместе с тем, встает вопрос о коренном принципе этой технологии - о целесообразности искусственных сшивок макромолекул полиакриламидов, поскольку и без сшивок они дают в ПЗП при взаимодействии с ФПС пластовой нефти устойчивые гелеобразные структуры, обеспечивающие водоизоляционный эффект.

Значения параметров вытеснения К{ и К2 для нестабильного бензина и раствора черного соляра в нефрасе в условиях пласта БС10 Федоровского месторождения свидетельствуют о том, что эти реагенты можно применять для гидрофобизации ПЗП с ярко выраженной гидрофильностью. При этом происходят процессы высаживания асфальтенов из нефти и их последующее адсорбирование на поверхности порового пространства (К1 < -2, К2 < -2), что должно увеличить фазовую проницаемость для нефти. Предпочтительней использовать в данных целях нестабильный бензин, имеющий более низкие значения К, и К^. Процесс подтверждается восстановлением продуктивности добывающих скважин после обработки их ПЗП углеводородными растворителями [20].

221

С точки зрения физического смысла измеренные параметры вытеснения К3 и Кт при соблюдении неравенств (8.9) и (8.10) показывают на ФХ-процесс, инициирование которого обеспечивает фазовый переход других видов коллоидных частиц пластовой нефти соответственно в жидкокристаллические (или близкие к ним по степени их упорядоченности надмолекулярные образования) и мицеллообразные частицы остаточной нефти. Таким процессом может быть межфазовый катализ, заключающийся в извлечении реагентом из пластовой нефти металло-порфириновых комплексов и переводе их в связанную воду [109, 110].

Анализ значений параметров Кп и К2 для испытанных реагентов МФК в условиях пластов Д1, С,, и БС1П показывает, что реагенты ВФ СНО и ЛПЭ-11 относятся к малоэффективным нефтевытесняющим агентам, так же как реагенты РМК-1, ЦЭМ и сульфоамин, характеризующиеся нефтевытесняющей способностью воды, адсорбционно неактивны (точнее реагенты РМК-1 и ЦЭМ обладают малой адсорбционной активностью). Сульфоамин характеризуется слабым каталитическим процессом (Кт= -11,6). Реагент ЛКЛ-5 в условиях пласта Сп высаживает асфальтены из пластовой нефти с последующей их адсорбцией на поверхности пор (К < -2, К7 < -2), т.е. является инициатором гидрофобизации1 Перечисленные реагенты кроме сульфоамина в пластовых условиях не участвуют в процессе межфазного катализа (K1 K3 и Кт более -2). Межфазный катализ не входит в число ФХ-процессов, интенсифицирующих процесс вытеснения нефти. Данный вывод подтвержден неудовлетворительными результатами опытно-промышленных испытаний реагентов МФК [109].

Причиной некоторого снижения эффективности применения реагентов смешивающегося вытеснения - толуола и растворителя № 1 по сравнению с ожидаемой является фазовый переход в процессе вытеснения нефти одних видов коллоидных частиц пластовой нефти в другие виды коллоидных частиц остаточной нефти (К3 < -2, Кт < -2) [73].

Концентрированный водный раствор композиции хлорного железа с эмульгатором АФ-9 вызывает самопроизвольное образование эмульсии извлекаемых нефтей с водой. Анализ значений Кп и К2 для испытанной в условиях пластов Сп, J\12 и АБ2.3 композиции показал, что во всех случаях она характеризуется нефтевытесняющей способностью воды, адсорбционно неактивна и за исключением пластов АБ2_3 не вызывает возникновения ФХ-процессов в исследованных пластах. В пластах АБ2_3 установлен слабый ФХ-процесс (или фазовый пере-

222

ход, Кт= -7,9). Следовательно, изученная композиция не приводит к внутрипластовому эмульгированию нефти, имеющему практическое значение.

Для ряда моделей пластов после воздействия на них реагентами, в том числе и реагентами ФХ-методов, отмечается появление новой фазы связанной воды, релаксация которой подчиняется правилу иг-й степени, при отсутствии такой релаксации в спектрах аналогичных моделей после вытеснения из них нефти водой (см. рис.7.7-7.9, 7.11). Такой фазовый переход сопровождается снижением значений параметра К^.

Все выявленные ФХ-процессы и фазовые переходы на1людаются в пределах ПЗП и заметно уменьшают нефтевытесня-ющую способность испытуемого реагента [36, 78].

Представленные результаты экспериментальных исследований противоречат данным действующего комплекса лабораторных испытаний нефтевытесняющих реагентов, подтверждают положительные результаты от обработок ПЗП с применением реагентов ФХ-методов [68, 93] и низкие оценки эффективности применения больших оторочек водных растворов этих реагентов на некоторых нефтяных месторождениях России [11, 49, 73].

8.2. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

Изменение степени агрегативной устойчивости (изменение вязкости среды, окружающей молекулярные агрегаты) коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды Кт после воздействия на модель пласта реагентом определяют по формуле [61, 73]:

Кт= (хв-х)/С-х, (8.11)

где п = 1, 2, 3,...,т - порядковый номер релаксации в диэлектрическом спектре; хв и х - время релаксации коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды, характеризующее соответствующую релаксацию в спектре модели пласта после вытеснения из нее нефти соответственно водой и испытуемым агентом; t, - максимальная относительная погрешность измерения хв и х.

В данном случае величина Кт является мерой агрегативной устойчивости коллоидных частиц. Не следует считать, что аг-регативная устойчивость при этом связана с временем жизни коллоидных частиц или отражает его [78].

223

В табл. 8.3 представлены величины параметров К для различных моделей пластов после вытеснения из них нефти эталонными и испытанными агентами. В расчетах значений Кт использованы данные по величинам хв и х (см. табл. 7.1, 7.3, 7.5, 7.7, 7.9, 7.12 и 7.13) и значение С = 0,08.

Численные критерии оценки параметров Кт были выведены на основе данных табл. 8.3 [75].

Микровязкость фаз коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды, определяемых первой, третьей, четвертой и последней релаксациями в спектре модели пласта после воз-

Таблица 8.3

Величины а„, характеризующие модели пластов после вытеснения из них нефти эталонными и испытанными агентами

Модель пласта

Д. Уршакского месторождения (порода ТМ)

БС,0 Южно-Сургутского месторождения с естественной водо- и нефте-насыщенностью

Сп Арланского месторождения (порода ТМ)

БС,0 Фёдоровского месторождения

Д4 Уршакского месторождения с естественной водо- и нефтенасыщен-ностью

Д. Уршакского месторождения (порода ТМ)

Сп Арланского месторождения (порода ТП)

Сп Арланского месторождения

Д, , Югомаш-Мак-симовского место-

Вытесняющий агент

Модель уршакской нефти

Бензин С2-80/120 Смесь воды, этилового спирта и йода

Толуол

Толуол Растворитель № 1

Гудрон в нефрасе С4 130/350

Водные растворы реагентов: С НО-Глиф

ОП-10

СНО-4А

Полиакриламид

ORPF- 40NT с

АФ-6 и АФ9-12

Хлорное железо с

АФ-9

Глицерин - вода

(3:1)

Полиакриламид ORPF-40NT

31,2

18,7 12,5

-2,1

6,2 6,2

-2,5

7,5 7,5

-4,9

2,6 4,9

3,1

17,0 4,0

19,4

4,5 -2,4

К,

0,0 0,0
5,2 2,7

2,9
-

-1,2
24,8

7,5
-

-2,5
-

0,0
4,9

4,2

0,0 -2,3

1,6 0,2

0,0

4,7 2,6

3,3 0,0

4,8

-6,3 -7,8

1,8

224

Продолжит табл. 8.3

Модель пласта
Вытесняющий агент
1
к*
**,
*_

рождения (порода КМ)
Хлорное железо с АФ-9
Глицерин - вода (3:1)
-8,5 -8,9
78,4 60,2
-
-0,9 1,2

БС1„ Мартемьянов-ского-Тетеревского
Полиакриламид МСУ A3
-10,0
-3,8
-7,3
-2,8

месторождения




АБ, о Самотлорско-го месторождения
Хлорное железо с АФ-9
Глицерин - вода (3:1)
-6,3 -9,4
-
-
2,1 4,6

БС10 Фёдоровского месторождения
Композиция ПАВ Гипан с СаС12
6,3 0,0
19,4 -5,0
-0,3
0,0 1,9

С„ Арланского мес-
Бутилкаучук в бен-
-5,0
-
-
-7,0

торождения
зине



Д1 , Югомаш-Макси-мовского месторождения (порода КМ)
Бутилкаучук в бензине
1,8
0,9

-8,9

АБ, о Самотлорско-го месторождения
Бутилкаучук в бензине
15,4


4,0

БС1„ Фёдоровского месторождения
Нестабильный бензин
Черный соляр в нефрасе С4 130/350
8,8 -1,2
11,6 -0,9
22,2
1,4 1,6

Сп Арланского месторождения (порода ТМ)
ДМФА
6,3
-9,1

1,1

Сп Арланского месторождения (порода УМ)
Карбонизированная вода
-3,8
7,9

Сп Арланского месторождения (порода ДП)
Сп Арланского месторождения (порода Ю-СМ)
ШФЛУ
-6,3
7,1

1,5

Водные растворы реагентов: РМК-1
0,0
9

Сп Арланского месторождения (порода )
карбамол ЦЭМ ЛКЛ-5
2,5 10,0
9,5 43,9
-
-

Д1 Уршакского мес-торождения
ВФСНО
4,2
-5,3
-
-3,8

Д1 Уршакского месторождения (порода )
ЛПЭ-11
-8,3
1,0

-1,3

БС1„ Южно-Сургутского месторож-
сульфоамин
0,0
-1,4
-
5,2

дения с естественной водо- и нефте-




насыщенностью




225

действия на нее испытуемым реагентом, не изменилась, если величины измеренных параметров К1, К3%, Ki% и Кт% удовлетворяют неравенству:

-2 < Кт < 2. (8.12)

Рост микровязкости фаз коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды, определяемых первой, третьей, четвертой и последней релаксациями в спектре модели пласта после воздействия на нее испытуемым реагентом, установлен, если измеренные параметры К1, К3%, Ki% и Кт% удовлетворяют неравенствам:

-10 <К1 < -2; (8.13)

-9,1 <К3% < -2; (8.14)

-7,3 < Ki% < -2; (8.15)

-8,9 < К^ < -2. (8.16)

Снижение микровязкости фаз коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды, определяемых первой, третьей, четвертой и последней релаксациями в спектре модели пласта после воздействия на нее испытуемым реагентом, установлено, если величины измеренных параметров К1, К3%, Ki% и Кт% удовлетворяют неравенствам:

2 <К1< 31,2; (8.17)

2 < К3х < 78,4; (8.18)

2 < Kix < 22,2; (8.19)

2 < Кт% < 4,8. (8.20)

Все эталонные и испытанные реагенты, судя по измеренным значениям параметров Кт, изменяют физико-механические свойства остаточной нефти и связанной воды (например, вязкость или подвижность), но в разной степени.

Поскольку низкая нефтевытесняющая способность испытанных реагентов известна, то можно уточнить механизм нефтеотдачи при их применении большими оторочками. В исследованных геолого-физических условиях данные реагенты расходуются на изменение физико-механических свойств остаточной нефти и связанной воды, практически активно не участвуя

226

в процессе вытеснения нефти. Это связано с экранированием подвижной части пластовой нефти коллоидными частицами неподвижной составляющей связанной воды.

Экранирование подвижной части пластовой нефти является следствием процесса структурирования вытесняющего нефть агента (водных растворов реагентов ФХ-методов) в результате уже упоминавшегося его фазового перехода в пределах ПЗП "свободная жидкость - жидкость, характеризующаяся резким увеличением степени ее структурирования" [73, 78]. За пределами ПЗП в межскважинном пространстве пласта вытесняющий нефть водный раствор реагента (или композиции реагентов) сближается по структурно-механическим свойствам с остаточной нефтью и связанной водой и разделяет их на подвижную и неподвижную составляющие. Судя по видам некоторых коллоидных частиц, входящих в данные флюиды, неподвижная часть этих флюидов близка по структуре к конден-сационно-кристаллизационным структурам. В результате тонкие прослойки воды с такой структурой на границе с поверхностью нефти и горной породы препятствуют (экранируют) концентрацию на ней реагентов, особенно их высокомолекулярных фракций, по механизму молекулярной диффузии. Вследствие этого на границах раздела указанных фаз концентрация реагента недостаточна для того, чтобы он мог конкурировать по поверхностной активности с активными компонентами нефти, увеличивать смачиваемость породы водой и вызывать внутрипластовое эмульгирование нефти. Следовательно, в пластовых условиях поверхностная активность реагентов значительно снижается, что подтверждено результатами диэлектрических исследований нефтевытесняющей способности реагентов ФХ-методов и идентификации ФХ-процессов.

Влияние структурирования пластовых флюидов (в сущности экранирования подвижной составляющей пластовой нефти) на эффективность извлечения нефти с применением реагентов ФХ-методов рассмотрено на примере щелочного заводнения [73]. Проведение этого анализа упрощается, поскольку хорошо известно, что связанная вода нереакционноспособна и замедляет течение химических реакций [41]. При щелочном заводнении химическая реакция омыления между кислыми компонентами пластовой нефти и щелочью закачиваемого водного раствора будет заторможена, поскольку оба реагирующих компонента в пластовых условиях в области контакта являются высокоструктурированными жидкостями, и находятся в состоянии, близком к конденсированному (твердому), т.е. выход ПАВ в водной фазе незначителен по сравнению с ожидаемым. Та-

227

ким образом, эффективность извлечения нефти в результате генерирования в межскважинном пространстве пласта ПАВ невелика.

Разновидность потокоотклоняющих технологий - метод осадкообразования в пласте с использованием водорастворимых агентов неорганического происхождения [71, 93, 99] не способен обеспечить повышение охвата межскважинного пространства пласта заводнением из-за незначительного выхода в водной фазе продукта химической реакции - коллоидного осадка типа CaSi03| или А1(ОН)3|, вследствие высокой степени структурирования водной фазы в этой области пласта.

Результаты проведенных экспериментальных исследований дают основание для построения схемы механизма нефтеотдачи пластов с применением больших оторочек реагентов ФХ-методов, радикально отличающейся от действующей. При этом требуется дополнительная информация: экспериментальное обоснование роли диффузионных процессов реагентов в механизме нефтеотдачи; данные о изменении локальной вязкости подвижных составляющих остаточной нефти и связанной воды после воздействия на модель пласта реагентом и о видах коллоидных частиц, входящих в эти составляющие.

Теоретически такую информацию можно получить с помощью метода спинового зонда в сочетании с данными о параметрах изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды.

Знакомства

для

настоящих

нефтяников

и

газовиков

Я:

Ищю:

от лет

до лет

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.
Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П.
Исследование и обоснование механизма нефтеотдачи пластов с применением физических методов

Глава № 8

Навигация

Аннотация-Оглавление-Введение-Заключение-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

по всем вопросам и предложениям Вы можете обращаться на neft-i-gaz@bk.ru Администрация сайта