fond

Проект 25.

Повышение производительности скважин глиностабизаторами.

Хавкин А.Я., Табакаева Л.С.

При заводнении нефтяных пластов происходит значительное снижение проницаемости коллектора из-за поведения глин и, как следствие, уменьшение дебитов нефти и нефтеотдачи. В большинстве пробуренных в России скважин использовались технологические жидкости на глинистой (бентонитовой) основе. В результате чего в призабойных зонах скважин находится значительное количество бентонитов, наиболее активных глинистых минералов. Значительное число нефтяных месторождений, имеющих хорошо проницаемый коллектор, также содержат глинистые минералы в виде глинистого цемента породы-коллектора [1].

Основным методом разработки таких месторождений является заводнение. Способность глиносодержащих коллекторов резко изменять свои фильтрационноемкостные характеристики (проницаемость, пористость) при заводнении, приводит в ряде случаев к резкому снижению рентабельности их разработки [1, 2]. Реагент-глиностабилизатор воздействует на глинистые минералы, уменьшая их активность по отношению к водной фазе.

На рис. 1 представлены зависимости изменения проницаемости от объема прокачки воды при однофазной фильтрации. Обработка моделей глиностабилизаторами П1 и П2 производилась после закачки воды, менее минерализованной чем начальная пластовая и последующим снижением проницаемости (рис. 1,а), и перед закачкой менее минерализованной воды (рис. 1,б) [1-4].

Рис. 1. Зависимость относительного изменения проницаемости модели коллектора (К/К0) с минерализацией связанной воды 40 г/л (С0) от объема прокачки воды V (в поровых объемах – п.о.) при закачке воды минерализации С0 с последующей закачкой воды минерализации 0,25 С0 при обработке глиностабилизаторами №1 (1) и №2 (2).

а – после снижения минерализации закачиваемой воды с С0 до 0,25 С0.

б – до снижения минерализации закачиваемой воды с С0 до 0,5 С0 (сразу после обработки глиностабилизатором) и затем снижения минерализации до 0,25 С0.

– начало закачки воды минерализации 0,25 С0, – обработка глиностабилизаторами.

Восстановление проницаемости после уменьшения проницаемости из-за закачки менее минерализованной воды возможно за счет применения глиностабилизаторов (рис. 1,а). После прокачки воды минерализации 40 г/л (С0), закачивалась вода минерализации 10 г/л (0,25 С0), затем модель обрабатывалась глиностабилизатором, и затем опять проводилась прокачка воды минерализации 10 г/л. Из рис. 1,а видно, что при снижении минерализации воды с 40 г/л до 10 г/л проницаемость моделей снизилась в 1,5-2 раза. Обработка глиностабилизатором П1 при падении начальной проницаемости увеличивает ее до на 85% от начальной, а глиностабилизатор П2 восстанавливает проницаемость практически до первоначальной.

Как видно из рис. 1,б, обработка глиностабилизаторами в виде профилактических мер приводит к значительному увеличению проницаемости (на 80-90%) даже при последующем уменьшении минерализации воды. Последующее уменьшение минерализации оставляет проницаемость выше первоначальной. Опытно-промысловые испытания технологии глиностабилизации были проведены в НГДУ «Азнакаевскнефть» (таблица) [5]. Для обработки скважин глиностабилизирующими реагентами было выбрано 7 нагнетательных скважин. Объем закачки реагента во все скважины составил 20 м3 в каждую скважину. В таблице указаны площади Ромашкинского месторождения (Азнакаевская – Аз, Зеленогорская – Зн, Холмовская – Хм), перфорированная толщина пласта Нп, пористость m, глинистость по керну Кгл, проницаемость по газу kг, проницаемость по воде kф, давление закачки Рн, удельная закачка на метр перфорированной толщины Qз, увеличение коэффициентов приемистости скважин К/Кнач.

Таблица. Геолого-технологические параметры скважин и результаты обработки призабойных зон.

Как видно из таблицы, в ходе проведенных испытаний увеличение коэффициента приемистости составило 7-48% при среднем значении 26,8%, а успешность работ составила 85% (за счет одной скважины, в которой эффекта не было получено) [5]. На основе проведенных работ, в которых была опробована промысловая эффективность глиностабилизаторов, была исследована возможность повышения нефтеотдачи за счет использования глиностабилизаторов как закачиваемых в пласт реагентов [4]. Результаты экспериментов представлены на рис. 2.

Рис. 2. Зависимость коэффициента нефтевытеснения η от объема прокачки V (в поровых объемах – п.о.) для моделей низкопроницаемых пластов с каолинитом (а) и бентонитом (б) при заводнении (1) и после обработки глиностабилизатором (2). Видно, что применение глиностабилизаторов значительно (на 10-15 пунктов) увеличивает коэффициент вытеснения нефти, что приведет к росту нефтеотдачи на 8-10% и более. Следует отметить, что Н.К.Байбаков весьма положительно оценил перспективы применения этой технологии при обсуждении в 2006г.

Литература

1. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами // М., МО МАНПО, 2000, 525с.

2. Хавкин А.Я. Наноявления и нанотехнологии в добыче нефти и газа / под ред. член–корр. РАН Г.К.Сафаралиева // М.-Ижевск, ИИКИ, 2010, 692с.

3. Хавкин А.Я., Сорокин А.В., Табакаева Л.С. Особенности регулирования свойств глинистых минералов // Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти. Тр. 12-ого Европейского симпозиума, Казань, 2003, с.552-557.

4. Хавкин А.Я., Сорокин А.В., Табакаева Л.С. Влияние рН закачиваемой воды на особенности применения глиностабилизаторов // Естественные и технические науки, 2003, № 6, с.117-125.

5. Применение технологии глиностабилизации в НГДУ Азнакаевнефть / Хусаинов В.М., Хавкин А.Я., Петраков А.М., Сорокин А.В., Табакаева Л.С. // Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов – теория и практика их применения. Тезисы докладов научно-практической конференции VIII Международной выставки «Нефть, газ, нефтехимия – 2001», Казань, 2001, с.73-74.