Применение методов разглинизации для условий пластов Ю1 Варынгского месторождения

В качестве щелочных растворов могут применяться растворы гидроксида натрия или калия, бикарбоната натрия.

Гидроксиды натрия и  калия являются реагентами комплексного воздействия на породу продуктивного пласта, т.е. они способны действовать как на глинистый цемент, так и на основу пород — силикаты. Реакция силикатов со щелочью при низких температурах (20-70 °С) хотя и наблюдается, но идет очень медленно. С этой точки зрения гидроксиды натрия и калия практически на проницаемость пластов не влияют. При температурах выше 80 °С скорость растворения силикатов возрастает и достигает таких значений, при которых возможно изменение проницаемости породы за счет растворения силикатов. Эти изменения могут носить как положительный, так и отрицательный характер, что связано с образованием силиката натрия. Водный раствор силиката натрия представляет собой вязкую жидкость, которая, благодаря своему подобию силикатам, хорошо адсорбируется на их поверхности. Поэтому для удаления их из пласта необходимы большие затраты промывочной жидкости и времени. Учитывая все это, увеличение проницаемости за счет растворения силикатов щелочью можно получить только в высокотемпературных хорошо проницаемых пластах. В случае низкопроницаемых пластов образование вязкого силиката натрия способствует снижению их проницаемости. Для таких условий закачку щелочных растворов необходимо регулировать временем выдержки в пласте, оно должно быть достаточным для воздействия на глинистый цемент, но недостаточным для растворения силикатных пород.

Взаимодействие глинистого цемента с гидроксидами натрия или калия наблюдается уже при низких температурах (20-70 °С) и носит более сложный характер, чем в случае растворения силикатов. При этом может происходить как растворение компонентов цемента, так и замещение катионов в составе глины. Лабораторными исследованиями установлено, что увеличение проницаемости образцов горной породы зависит как от концентрации щелочи в растворе, так и от времени выдержки, начальной проницаемости образцов, модификации глины. Так, нагнетание 20%-го раствора гидроксида натрия через образцы с начальной проницаемостью 0,00005-0,009 мкм² позволяет увеличить их проницаемость на 112-170 %. При этом, чем выше начальная проницаемость образца, тем больше коэффициент увеличения. Сравнивая коэффициенты увеличения проницаемости после щелочного и кислотного воздействия, следует отметить, что щелочное воздействие уступает кислотному, но оно достаточно для частичного увеличения проницаемости.

Необходимо также отметить, что растворение глинистого цемента щелочным раствором отличается от кислотного воздействия. Об этом свидетельствуют исследования по нагнетанию щелочных растворов через образцы горных пород, предварительно обработанных избытком соляной кислоты. В ходе опытов было установлено, что закачка щелочного раствора, хотя и не изменила проницаемости образца, но позволила это увеличение получить при последующей закачке соляной кислоты. Таким образом, чередование щелочного и кислотного воздействия позволяет за счет различного механизма действия на цементирующий материал породы дополнительно увеличивать проницаемость продуктивных пластов, что невозможно при их раздельном использовании.

Кроме растворяющей способности  глинистых и силикатных компонентов  породы, щелочной раствор также способен снижать набухаемость глинистых частиц. Эта способность гидроксидов натрия или калия наблюдается при концентрации щёлочи выше 10 %. Учитывая вышесказанное, рекомендуется для предварительной обработки пласта использовать 20-40%-е растворы гидроксидов натрия или калия. На втором этапе продуктивный пласт подвергают соляно- или глинокислотному воздействию.

Улучшить свойства щелочных и кислотных растворов при  разглинизации призабойной зоны позволяет внедрить в их состав влагопоглотителей, например метанола. Действие метанола основано, в первую очередь, на его способности уменьшать набухаемость глинистых компонентов породы, что влечет дополнительное увеличение проницаемости пласта. Во-вторых, наличие метанола в растворе улучшает его проникновение в низкопроницаемый пласт. В-третьих, он способен улучшать вынос привнесенной воды, что способствует уменьшению водонасыщенности и соответственно увеличению нефтенасыщенности. Таким образом, метанольные растворы щелочи или кислоты более эффективно будут проникать в поровое пространство пласта и в большей мере увеличивать проницаемость, что позволит провести процесс разглинизации с меньшими осложнениями и большей эффективностью. Указанные технологические растворы можно использовать для обработки призабойной зоны как в отдельности, так и в комплексе.

Разработанные технологии разглинизации ПЗП прошли широкую апробацию на 30 скважинах нефтяных месторождений Украины и в скважинах Покамасовского месторождения (Мегионский нефтепромысловый район). В результате проведенных работ получена дополнительная добыча нефти и газа, а также улучшена приемистость нагнетательных скважин.

5.3 ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛИМЕРНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ДЛЯ РАЗГЛИНИЗАЦИИ НИЗКОПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Полимерное воздействие  является  одним из перспективных  методов увеличения  нефтеотдачи пластов.  Этот метод в основном обоснован  теоретически и экспериментально,  а его эффективность доказана промысловыми испытаниями.

К сожалению, глиносодержание  пласта не  выделяется  исследователями  как один из основных критериев применимости полимерного  заводнения   (в частности, наиболее  распространенного с  применением  растворов полиакриламида     ПАА)  при анализе успешности применения  полимерного  заводнения . Например,  на месторождении    Owasco        зафиксировано уменьшение приемистости  за  2 месяца на  30-%.  Причем восстановить приемистость не удалось,  применяя большинство известных для  этих целей методов . Одной из причин этого могла быть глинистость коллектора.  Эксперименты, проведенные  во  ВНИИ,  в лаборатории подземной гидрогазодинамики,  показали,  что уже содержание  5...7 % бентонитовой глины в -песчанике приводит к полному   прекращению фильтрации  раствора 0,05%-й     концентрации полимера РДА   1020. Следовательно,  глинистость коллекторов является негативным фактором для  реализации  полимерного заводнения  и существует  необходимость учитывать ее  в  критериях применимости.

В связи с  широким  распространением у нас  полимиктовых коллекторов с  повышенным содержанием  глин   (Казахстан, Западная  Сибирь и   т.д.)   делаются попытки использования ПАА  в  таких коллекторах.

СибНИИНП,  ВНИИ  и  институтом Гипровостокнефть были проведены  исследования  по  изучению закономерностей    процесса полимерного  заводнения  в коллекторах Западной Сибири,  отличающихся,  помимо глинистости,  повышенными значениями водонасыщенности и пластовых температур.

В СибНИИНП  исследована  статическая  сорбция  ПАА  CS-35. Величины адсорбции оказались меньшими,  но  значительно большими,  чем в коллекторах терригенного  типа. Таким образом,  величина сорбции  полимера ставит под сомнение целесообразность применения   традиционного полимерного  заводнения в таких коллекторах.

Приведенные исследования  показали,  что при  закачке  полимера в полимиктовые  коллектора  реализуются достаточно высокие факторы и остаточные факторы сопротивления,   кроме  того,  при повышенных пластовых температурах несколько увеличивается коэффициент вытеснения.

Таким образом, эффективность  от полимерного заводнения в  коллекторах  Западной Сибири скорее всего будет не очень высокая.

Однако с целью апробации  сделанных выводов было решено провести опытные  испытания  полимерного  заводнения  на небольшом участке Быстринского месторождения.  Из предварительных расчетов эффективность процесса  полимерного воздействия невелика: срок разработки снижается  на  20 %,    а прирост нефтеотдачи всего на  1,1  %.  Эксперимент в настоящее  время уже начат,  но выводы пока делать рано.

Другой  тип полимеров - катионные полиэлектролиты не получил,   широкого  распространения  в нашей стране.  За  рубежом они достаточно часто применяются с целью стабилизации глин в призабойной зоне скважин.  В  результате ионообмена с глинистой составляющей  коллектора   (механизм аналогичен катионным ПАВ)   они переводят глину в более стабильную форму,  предотвращая ее набухание  и диспергирование. По сравнению с простыми органическими  катионами они обладают преимуществами; органическая часть катионного полиэлектролита достаточно велика и его  труднее десорбировать с поверхности глины; интенсивность адсорбции значительно выше   (для  полимеров - минуты;   простого   катионообмена  - часы); возможность применять в низкопроницаемых коллекторах;  стабильность в условиях повышенных   температур (до  300 °С).

В лаборатории  подземной гидрогазодинамики  ВНИИ А.Ю.Приклонским  и  В.Е.Ступоченко были проведены эксперименты по исследованию ряда  катионных полиэлектролитов,   синтезированных в ИНХС АН СССР. Они  относятся  к классам азотсодержащих  и  гуанидиновых катионных полиэлектролитов.

Эксперименты проводили  на модели пласта длиной  0,6 м,   которая наполнялась кварцевым  песком фракции 0,1   с содержанием  глины   такой же фракции  не менее   5  %.   Через эти  насыщенные образцы па установке  постоянного   расхода проводили  закачку реагентов  различной концентрации. Образцы насыщались минерализованной   водой   (100 г/л)   для предотвращения   набухания  глин.

Применение полиэлектролитных  агентов от 0,1  до  5%-й массовой концентрации дает возможность сохранить  практически первоначальные фильтрационно-емкостные характеристики  пласта.   Эксперименты  показали,   что  в низкопроницаемых  глиносодержащих пластах с целью интенсификации    их выработки   и  предотвращения   набухания   и диспергирования  целесообразно  использовать катионные полиэлектролиты.

5.4 ПРИМЕНЕНИЕ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ДЛЯ РАЗГЛИНИ ЗАЦИИ НИЗКОПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И ЕГО ЭФФЕКТИВНОСТЬ.

Единой закономерности влияния  величины  рН  среды  на набухание глин  нет.  В кислых и щелочных средах возможны минимумы  и максимумы набухания глин в зависимости  от свойств и  концентраций химреагентов.

Под действием  кислот   (H₂SO₄,   и НСl) происходит глубокое  изменение структуры и свойств глин.  Это прежде  всего выражается в значительном разрушении октаэдрических слоев в результате  растворения  окиси магния, двух- и   трехвалентного железа и  затем    окиси алюминия. Разрушение  этих прослоев  ведет к образованию аморфного  кремнезема.  Кислотное  воздействие  не  вызывает существенных изменений удельной поверхности минералов с жесткой  кристаллической структурой: гидрослюд,   каолинита.  Однако объем их переходных пор заметно увеличивается.

К выбору кислоты  и  ее оптимальной концентрации для  обработки призабойной зоны сильно заглинизированного     коллектора необходимо подходить комплексно,  чтобы не ухудшить фильтрационно-емкостные свойства пласта. Так,  если глины  в коллекторе находятся  в сухом или слабоувлажненном состоянии,   то при неоптимальных концентрациях кислоты произойдет рост объема частиц глины,   который может  вызвать в  итоге не увеличение,  а снижение проницаемости коллектора и в  этом случае эффект кислотной обработки будет отрицательным.  При наличии в  коллекторе сильно увлажненных глин обработка  кислотами способствует уменьшению объема набухших глин  и, следовательно,  повышению проницаемости  пласта .

Рассмотрим пример использования  кислотных растворов на месторождениях ОАО "Негуснефть".

Учитывая неоднородность пластов основных месторождений  ОАО "Негуснефть" по проницаемости, важным направлением разработки новых технологий является совершенствование составов и технологий с использованием загущенных кислотных растворов и поверхностно-активных кислотных систем. В первом случае для загущения кислотного раствора используют водорастворимые полимеры, а во втором — неионогенные ПАВ.

Указанные кислотные  составы позволяют увеличивать  глубину обработки пласта, повышать степень охвата пластов кислотным воздействием по разрезу, обеспечивать своевременное освоение скважины из-за потери вязкости через определенное время после обработки, повышать эффективность повторных обработок.

Установлено, что тип  используемого полимера влияет как  на степень замедления скорости растворения  СаСО₃, так и на рациональную концентрацию полимера, т.е. на концентрацию, при которой достигается максимальное замедление скорости растворения. Зависимость скорости растворения СаСО₃ 10%-м раствором соляной кислоты от концентрации полимера следующая: вначале с ростом концентрации полимера скорость растворения снижается, но с достижением рациональной концентрации скорость растворения СаСО₃ практически не зависит от концентрации полимера. Исключение составляет только полиэтиленоксид: во всем исследованном интервале его концентраций скорость растворения СаС0₃ постоянно снижается. Наибольшая степень замедления скорости растворения СаСО₃ достигается при использовании гидроксиэтилцеллюлозы (в 132 раза), наименьшая — при КМЦ-500 (в 6 раз). Увеличение температуры способствует повышению скорости растворения СаСО₃ загущенным кислотным раствором. При этом также наблюдается влияние температуры на изменение рациональной концентрации полимера. В этом случае можно выделить три группы полимеров по характеру влияния температуры на рациональную концентрацию. К первой группе относятся эфиры целлюлозы. При их использовании концентрация полимера, при которой достигается максимальное снижение скорости растворения СаСО3, с ростом температуры увеличивается. Например, для КМЦ-600 рациональная концентрация составляет 0,5 % при 20°С, при 40 °С — 1 %, при 60 °С — 2 %. Ко второй группе относятся полиакриламид и поливиниловый спирт. При всех исследуемых температурах (20-80 ЭС) рациональная концентрация не изменяется. К третьей группе относится полиэтиленоксид, для которого понятие рациональной концентрации не характерно.

Изучение реологических  свойств загущенных кислотных растворов  показало, что наилучшим загустителем 10%-го раствора соляной кислоты является оксиэтилцеллюлоза, а наименее эффективным — поливиниловый спирт. Увеличение температуры снижает вязкость загущенных кислотных растворов. При этом, чем большую вязкость обеспечивает конкретный полимер, тем больше он ее теряет при повышении температуры. Установлено, что ни один из 4 исследовавшихся полимеров не обладает вязкостной стабильностью в 10%-м растворе соляной кислоты. Практически все загущенные кислотные растворы на основе полимеров за несколько суток теряют свою вязкость. Причиной такого поведения указанных растворов является термокислотная деструкция полимера. Это свойство загущенных кислотных растворов позволяет ускорить процесс освоения скважины после воздействия за счет потери вязкости раствора через определенное время, однако оно выдвигает условие необходимости нагнетания загущенного кислотного раствора в пласт сразу после приготовления. В крайнем случае время между приготовлением кислотного раствора и его нагнетанием в скважину должно быть ограничено несколькими часами.