Экспериментальное исследование и численное моделирование применения блокирующих составов для нагнетательных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Нажису

• Нажису
• кандидат наук
• 2020

Оглавление диссертации кандидат наук Нажису

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ И КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЦЕЛЕВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Методы увеличения нефтеотдачи пластов, применяемые в промышленных условиях

1.2 Обобщение и анализ методов и технологий выравнивания профиля приемистости и вытеснения нефти в нагнетательных скважинах

1.3 Анализ применения силикатной технологии выравнивания профиля приемистости на месторождении с высокой минерализацией пластовых вод

1.4 Технология заводнения растворами поверхностно-активных веществ

1.5 Краткая характеристика геологических строения и состояния разработки нефтяного месторождения Т

1.5.1 Краткие характеристики нефтяного месторождения Т

1.5.2 Анализ текущего состояния и существующих проблем разработки нефтяного месторождения Т

Выводы по главе

ГЛАВА 2 ВЫБОР И ОЦЕНКА ОСНОВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ И ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ, РАЗРАБОТКА ИСКУССТВЕННОГО КЕРНА

2.1 Выбор и оценка основных характеристик химических агентов для осадкообразующей технологии выравнивания профиля приемистости

2.1.1 Расчет осадков и вязкость продуктов

2.1.2 Внешний вид и гранулометрический состав частиц осадков

2.1.3 Микроскопическая морфология осадков

2.2 Подбор и оценка основных характеристик растворов поверхностно-активных веществ

2.2.1 Исследование межфазного натяжения и адсорбционных характеристик раствора ПАВ и нефти

2.2.2 Оценка нефтевытесняющих способности растворов ПАВ

2.3 Разработка искусственного керна

2.3.1 Основное оборудование и их функции

2.3.2 Основной производственный процесс

2.3.3 Искусственные керны, использованные в эксперименте

Выводы по главе

ГЛАВА 3 ОПТИМИЗАЦИЯ КОМПОЗИЦИИ И ОЦЕНКА ОСНОВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ЗАКУПОРИВАЮЩЕГО АГЕНТА ДЛЯ ВЫСОКО ПРОНИЦАЕМЫХ КАНАЛОВ И ОБШИРНЫХ ЗОН С ВЫСОКОЙ ПРОНИЦАЕМОСТЬЮ ПО ЛАТЕРАЛИ

3.1 Привитый сополимер на основе крахмала

3.1.1 Влияние концентрации гидроксипропилкрахмала, акриламида, сшивающего агента и инициатора на скорость гелеобразования

3.1.2 Микроструктура и характеристика ИК-спектров крахмального привитого сополимера

3.1.3 Вязкость закупоривающего агента и его влияющие факторы

3.1.4 Влияние пористых сред на гелеобразование закупоривающего агента и определение оптимального состава композиций

3.2 Неорганический гель на основе геополимера

3.2.1 Скорость гелеобразования неорганического геополимера и влияющие факторы

3.2.2 Прочность на сжатие, проницаемость и кислотостойкость неорганического геля на основе геополимера

3.2.3 Блокирующий эффект и адаптивность пласта неорганического геля на основе геополимера

Выводы по главе

ГЛАВА 4 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ И ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ КОМБИНИРОВАННЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

4.1 Влияния размера оторочек основного агента на увеличение добычи и уменьшения обводненности

4.2 Влияние количества циклов нагнетания основного агента на увеличение добычи и уменьшения обводненности

4.3 Влияния поверхностного активного вещества на увеличение добычи и уменьшения обводненности

4.4 Влияния скорости фильтрации основного агента на увеличение добычи и уменьшение обводненности

Выводы по главе

ГЛАВА 5 ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ КОМСЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ, ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА

5.1 Выбор группы испытательных скважин

5.2 Создание численной модели

5.2.1 Установление геологической модели

5.2.2 Характеристика физико-химических параметров

5.3 Воспроизведение истории разработки и распределение остаточной нефти

5.3.1 Воспроизведение истории разработки

5.3.2 Распределение остаточной нефти

5.4 Оптимизация процессов комплексной технологии повышения нефтеотдачи пластов

5.4.1 Прогнозирование развития обычного заводнения в районе испытаний

5.4.2 Блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали коллекторов

5.4.3 Оптимизация параметров силикатной технологии выравнивания профиля приемистости и вытеснения нефти

5.4.4 Оптимизация параметров заводнения растворами поверхностно-активных веществ

5.5 Выбор мероприятия выравнивания профиля приемистости и нефтевытеснения, оценка технико-экономической эффективности рекомендуемого мероприятия

5.5.1 Оптимальный выбор мероприятий выравнивания профиля приемистости и вытеснения нефти

5.5.2 Прогнозирование эффективности и оценка экономического эффекта рекомендуемого мероприятия

Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Экспериментальное исследование и численное моделирование применения блокирующих составов для нагнетательных скважин»

Актуальность темы исследования

Обширная нефтепромысловая практика разработки нефтяных месторождений, характеризующихся сложным геологическим строением, показала, что основной проблемой поздней стадии разработки является высокая обводненность добываемой продукции.

К сожалению, современные способы и методы исследований как на этапе геологического изучения, а затем и на ранних стадиях разработки нефтяного месторождения не позволяют оценить, а тем более спрогнозировать степень неоднородности коллектора по проницаемости.

Проблема выработки нефти сложнопостроенных коллекторов выявляется в полной мере на поздних стадиях разработки и связана она либо с высокой послойной неоднородностью по проницаемости, либо с развитой неоднородностью по латерали. На практике в той или иной степени пРисутствуют оба вида неоднородности, внося свой вклад в фильтрационные процессы и обуславливают высокую обводненность добываемой продукции.

В силу указанных особенностей геологического строения нефтесодержащих коллекторов промысловикам приходится искать технологические решения, направленные на локализацию источников обводнения. Одним из перспективных направлений поиска технологий по ограничению водопритока в добывающие скважины является метод воздействия водоизолирующими составами со стороны нагнетательных скважин с целью изменения и перераспределения направления фильтрационных потоков в средне и низкопроницаемые пропластки, ранее не дренируемые.

Таким образом, разработка агентов и технологий на их основе по выравниванию профиля приемистости и перераспределения фильтрационных потоков по латерали является актуальной технологической задачей. Кроме того, с разработкой коллекторов с высокой минерализацией пластовых вод необходимо

разрабатывать реагенты с высокой солеустойчивостью для увеличения нефтеотдачи пластов.

В соответствии с геолого-физическими особенностями коллектора и состоянием разработки, с помощью одного реагента трудно выполнить поставленную задачу. Поэтому только сочетание различных типов реагентов для изоляции воды и выравнивания профиля приемистости позволяет решить задачу как вблизи скважин, так и в удаленных участках пласта, при этом значительно снизить стоимость реагентов.

Степень разработанности темы

Вопросами разработки методов и технологий физико-химического воздействия на нефтяной коллектор занимались многие ученые: Л.К. Алтунина, Р.Х. Алмаев, В.Е. Андреев, Ю.В. Антипин, Г.А. Бабалян, А.А. Боксерман, И.В. Владимиров, А.Ш. Газизов, А.Т. Горбунов, С.Н. Закиров, С.А. Жданов, Т.С. Исмагилов, Д.А. Каушанский, И.И. Клещенко, Ю.А. Котенев, В.А. Кувшинов, А.Н. Куликов, Л.Е. Ленченкова, Н.А. Лядова, Л.А. Магадова, В.Н. Манырин, Н.Н. Михайлов, В.А. Мордвинов, Р.Х. Муслимов, А.М. Петраков, Б.В. Покрепин, А.В. Распопов, М.К. Рогачев, Б.Ф. Сазонов, М.А. Силин, М.Л. Сургучев, К.В. Стрижнев, А.Г. Телин, Р.Н. Фахретдинов, А.Я. Хавкин, Н.И. Хисамутдинов, В.Н. Хлебников, А.Х Шавердиев, А.И. Швецов, Э.М. Юлбарисов, B. Bai , C. Dai, X. Lu, Y.R Zhu, J.J. Sheng, K. Skrettingland , X. Tang, D.M. Wang, D.A.Z. Wever, C. Xiong и другие.

Несмотря на многочисленные публикации по проблеме повышения нефтеотдачи пластов, многие её аспекты требуют дополнительных научных исследований и практической реализации, поэтому рассматриваемая тема сохраняет безусловную актуальность. Цель работы

Исследование и разработка составов композиций и технологий для повышения нефтеотдачи коллекторов с высокой минерализацией пластовых вод на поздней стадии разработки нефтяных месторождении.

Основные задачи исследования

1. Разработать оптимальный состав композиции для выравнивания профиля приемистости и улучшения процесса нефтевытеснения, оценить физико-химические свойства выбранных агентов и их композиций.

2. Разработать оптимальный состав блокирующих композиций для высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали, исследовать физико-химические свойства разработанных композиций.

3 . Провести экспериментальные исследования по изучению процесса выравнивания профиля приемистости и вытеснения нефти на фильтрационной установке с использованием искусственных кернов.

4. Создать численные модели неоднородных по проницаемости коллекторов и исследовать распределение остаточной нефти. Оптимизировать параметры и совершенствовать комплексную технологию повышения нефтеотдачи пластов с использованием численного моделирования физико-химического заводнения на опытном участке. Спрогнозировать технологическую эффективность рекомендуемых технологий.

Научная новизна

1. Научно обоснован и получен оптимальный состав геля на основе гидроксипропилкрахмала и акриламида для эффективной блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали коллекторов с высокой минерализацией пластовых вод. Установлены физико-химические свойства и экспериментально показана высокая блокирующая эффективность разработанной композиции.

2. Разработан состав неорганического геля на основе геополимера для блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали коллекторов с высокой минерализацией пластовых вод. Установлены физико-химические свойства и экспериментально показана высокая блокирующая эффективность разработанной композиции.

3. Научно обоснованы и установлены оптимальная концентрация и размер оторочки основного агента, и количество циклов поочередного закачивания для силикатной технологии выравнивания профиля приемистости. Экспериментально показано, что сочетание одновременного введения силиката натрия и поверхностного активного вещества (ПАВ) приводит к значительному увеличению коэффициента охвата и способствует повышению эффективности вытеснения нефти. Снижение скорости закачки основного агента приводит к снижению способности поглощения жидкости пропластками с низкой и средней проницаемостью, повышается способность управления фильтрационными потоками, что приводит к увеличению коэффициент извлечения нефти.

4. Разработана комплексная технология повышения нефтеотдачи коллекторов с высокой минерализацией пластовых вод с использованием методов физического и численного моделирования.

Теоретическая и практическая значимость

1. Разработаны оптимальные химические составы композиций, представляющие собой блокирующие агенты для высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали для коллекторов с высокой минерализацией пластовых вод.

2. Разработана комплексная технология выравнивания профиля приемистости и вытеснения нефти на месторождениях с высокой минерализацией пластовых вод, что позволяет значительно повысить нефтеотдачу пластов.

3. Результаты фильтрационных исследований и численного моделирования для коллекторов с высокой минерализацией пластовых вод будут использоваться при проектировании геолого-технических мероприятий и создании гидродинамических и численных моделей разработки месторождения в Чжаньцзяне и Синьцзяне (Китай).

4. Разработанные составы для блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали для коллекторов с высокой

минерализацией пластовых вод будут использоваться на месторождении в Синьцзяне (Китай).

Методология и методы исследования

Поставленные задачи решались на основании анализа применения блокирующих составов для нагнетательных скважин в мировой практике, изучения механизма их действия, проведения экспериментальных лабораторных исследований, физического и численного моделирования изучаемых процессов.

Положения, выносимые на защиту

1. Результаты исследования влияния концентрации компонентов на гелеобразование, реологические свойства и блокирующая эффективность привитого сополимера крахмала.

2. Закономерности влияния концентрации компонентов на гелеобразование, результаты исследования физико-химических свойств и блокирующей эффективности неорганического геля на основе геополимера.

3. Экспериментально установленные закономерности влияния размера оторочек основного агента, цикла нагнетания, скорости закачивания основного агента и сочетания с раствором ПАВ по силикатной технологии выравнивания профиля приемистости и нефтевытеснения на увеличение добычи нефти и уменьшения обводненности.

4. Численное моделирование исследований комбинированного воздействия на участке месторождения Т и прогнозирование технологической эффективности рекомендуемых мероприятий.

Соответствие паспорту специальности

Тема и содержание диссертационной работы соответствуют паспорту специальности ВАК РФ 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем

разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа (п. 2); Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов (п. 5).

Степень достоверности и апробация работы

Достоверность научных положений основана на теоретических и экспериментальных исследованиях с использованием естественных образцов нефти, пластовой воды, песка, разных искусственных кернов и современного высокотехнологичного оборудования для исследования физико-химических свойств разработанных композиций, реагентов и нефтевытесняющих процессов, сходимостью расчетных параметров с эмпирическими данными и воспроизводимостью результатов исследований. Результаты исследований нефтевытесняющей способности и оптимизации параметров различных композиций подтверждены экспериментальными данными, полученными на фильтрационной установке.

Основные положения, результаты экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на XXI, XXII, XXIII международном симпозиуме имени академика М. А. Усова студентов и молодых ученых, «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 2017-2019 гг.); X всероссийской научной молодежной конференции с международным участием с элементами научной школы имени профессора М.К. Коровина «Творчество юных - шаг в успешное будущее : Арктика и её освоение» (г. Томск, 2017 г.); 14-м международном форуме по стратегическим технологиям IFOST (г. Томск, 2019 г.); XIII всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, 2019 г.)

Публикации

По теме диссертации опубликовано 17 научных работ, в том числе 5 статей в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации, 6 статей в изданиях, входящих в базу данных Scopus и WoS.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5-и глав, заключения, списка сокращений и условных обозначений, списка литературы, включающего 113 наименования. Материал диссертации изложен на 170 страницах, включает 58 Таблиц, 87 Рисунков.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ И КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЦЕЛЕВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Методы увеличения нефтеотдачи пластов, применяемые в

промышленных условиях

В связи с быстрым развитием мировой экономики промышленные потребности нефти и газа постоянно увеличиваются. Большинство нефтяных месторождений в мире уже находятся на поздних стадиях разработки. По оценкам экспертов запасы трудноизвлекаемой нефти в мире превышают 1 трлн. тонн [1; 20; 89]. Также доля трудноизвлекаемых запасов нефти в России постоянно растет и составляет примерно 67%, в том числе тяжелых нефти - 14%, высоковязких нефти - 11%, малопроницаемых коллекторов - около 38% [37; 58; 93]. В Китае, кроме месторождения Чан Цин, Синьцзян и Цин хай, остальные добываемые месторождения нефти входят в позднюю стадию разработки [86; 104; 112].

Коэффициент извлечения нефти (КИН) из пластов считается недостаточным для всех нефтедобывающих стран. Средний КИН из пластов составляет 25 - 40% для различных нефтедобывающих стран и зависит от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки. Так, например, в странах СНГ и России конечная нефтеотдача пластов составляет 15-40%, в Саудовской Аравии, США и Канаде 33-37%, в Иране 16-17%, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии 24-27%. Увеличение КИН является актуальной задачей для удовлетворения будущего спроса в нефти и нефтепродуктах [5; 38; 54; 63; 99]. Для эффективного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и дальнейшего увеличения добычи необходимо создание и широкомасштабное применение новых комплексных технологий увеличения нефтедобычи, которые сочетают базовое воздействие на пласт закачкой воды или другими физико-химическими

методами, увеличивающими охват пласта базовым воздействием и коэффициент нефтевытеснения при одновременной интенсификации разработки [2; 35; 56; 87; 92].

В настоящее время методы добычи нефти могут быть разделены на первичные, вторичные и третичные. Первичные методы добычи нефти используют естественную энергию месторождения. Источником энергии являются упругость пласта и жидкости, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки и потенциальной энергии гравитационных сил. Во время применения первичного метода разработки нефтегазовых месторождений КИН изменяется от 15 до 25%. Во вторичном методе добычи нефти реализуются методы поддержания пластового давления путем заводнения, которое обеспечивает нефтеотдачу на уровне от 25-55%. На сегодняшний день заводнение нефтяных залежей является самым распространенным методом повышения нефтеотдачи пластов. При применении вторичных методов добычи нефти, когда добыча нефти из пласта недостаточно высока для продолжения экономически рентабельного производства, необходимо и целесообразно внедрение третичных методов добычи нефти. Третичные методы добычи нефти позволяют увеличить КИН из пластов до 35-75% [22; 25; 33].

Третичные методы добычи нефти применяют на поздних стадиях разработки месторождений. Весь период разработки нефтяных месторождений разделен на четыре стадии. Первая стадия - период разбуривания объекта разработки при росте текущей добычи нефти. Вторая стадия - период высокой и относительно стабильной добычи нефти. Третья стадия - период интенсивного снижения текущей добычи нефти и увеличения обводненности добываемой жидкости. Четвертая стадия - период низкого темпа разработки, высокая обводненность и медленное уменьшение добычи нефти. В настоящее время не существует достаточно четкого определения понятия поздней стадии разработки. Понятие поздней стадии разработки относится к периоду, когда параллельно наблюдается интенсивное увеличение обводненности добываемой жидкости и

снижение добычи нефти, т.е. включает вторую половину третьей и четвертую стадии разработки [13; 28].

С пятидесятых годов прошлого века начали разрабатывать и применять методы увеличения нефтеотдачи пластов. Классификация основных третичных методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) следующие [11; 26; 29; 40; 83]:

1. Тепловые методы:

- внутрипластовое горение;

- паротепловое воздействие на пласт;

- вытеснение нефти горячей водой;

- электромагнитное воздействие на пласт;

2. Газовые методы:

- Воздействие на пласт двуокисью углерода;

- Воздействие на пласт азотом;

- воздействие на пласт углеводородным газом;

- закачка воздуха в пласт;

3. Химические методы:

- методы увеличения коэффициента вытеснения нефти из пласта;

- методы выравнивания профиля приемистости и изоляция воды (увеличение коэффициента охвата воздействия);

- методы комплексного действия, направленные на увеличение коэффициента вытеснения и коэффициента охвата воздействия;

4. Другие методы:

- микробиологические методы;

- Циклическая закачка воды и газа;

- Комбинированные методы (с точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются тепловой и газовый методы, газовый и химические методы и так далее).

Тепловые методы в основном применяются для разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефти. В качестве вытесняющих агентов используют горячую воду, водяной пар и парогазовые смеси.

Газовый метод воздействия пластов является одним из самым эффективных и распространённых методов в мире. В настоящее время уже разработаны множество эффективных технологий разработки месторождений с использованием газовых методов увеличения нефтеотдачи пластов, такие как воздействие газом высокого давления (азотом, углеводородным газом, дымовым газом), СО2, водогазовое воздействие.

Микробиологические и другие методы воздействия пластов не так масштабно и широко применяются на месторождениях [47; 53; 101].

Химические методы увеличения нефтеотдачи пластов являются одним из самых важных направлений МУН. Химические методы увеличения нефтеотдачи пластов используются на основе заводнения и позволяют увеличить нефтеотдачу пластов с 30% до 56% из добывавших запасов нефти. Дополнительный объем добычи нефти с помощью химических методов увеличения нефтеотдачи пластов составляет 26% из всех объемов добычи нефти через МУН. Химические методы увеличения нефтеотдачи пластов широко применяются в промышленности в Китае, Канаде, России и других странах. Так, например, Китай по объему добычи нефти за счет использования химических методов увеличения нефтеотдачи пластов занимает первом месте в мире, более 50% от всего объема и составляет 60883 м3 в сутки. Россия по объему добычи нефти за счет использования химических методов увеличения нефтеотдачи пластов занимает второе месте в мире и объем добычи нефти составляет 47184 м3 в сутки [49; 60; 65; 107; 109].

1.2 Обобщение и анализ методов и технологий выравнивания профиля приемистости и вытеснения нефти в нагнетательных скважинах

Процесс разработки нефтяного месторождения — это процесс энергопотребления. С увеличением степени извлечения нефти пластовое давление,

добыча жидкости и добыча нефти уменьшаются, чтобы поддерживать уровень добычи нефти и достигать высокой степени извлечения нефти, необходимо искусственно добавлять энергию в пласт. Обычный метод дополнения энергии в пласт заключается в закачке воды в нефтяной пласт [42; 88]. В процессе закачки воды на месторождении из-за неоднородности пласта и разницы в соотношении подвижностей нефти к воде, закачиваемая вода неравномерно распространяется вдоль пропластка с высокой проницаемостью или зоны с высокой проницаемостью. В продольном направлении образуется однослойный прорыв, в горизонтальном - образование языков обводнения, которые приводят к преждевременному прорыву воды нефтяных скважин [23; 95; 97]. Кроме того, закачка воды, с одной стороны, приводит к уменьшению нефтенасыщенности пласта с высокой проницаемостью и снижению коэффициента сопротивления. С другой стороны, длительное размывающее действие закачиваемой воды разрушает структуру породы пласта с высокой проницаемостью и увеличивает проницаемость, которое дополнительно увеличивает неоднородность пласта и скорость прорыва воды [79; 96]. В настоящее время большинство нефтяных месторождений вступили в стадию разработки с высокой обводненности, и проблема прорыва воды и образования языков обводнения является технической проблемой, которая ограничивает эффект разработки и степень добычи углеводородного сырья из нефтяных месторождений [17; 19; 44]. Практика показывает, что технология выравнивания профиля приемистости и изоляция воды являются эффективными методами по улучшению эффекта заводнения. Технология выравнивания профиля приемистости используется в нагнетательных скважинах на нефтяных месторождениях, а технология ремонтно-изоляционных работ используется в добывающих скважинах [77; 78; 85; 98].

С момента внедрения технологии выравнивания профиля приемистости и изоляции воды в полевых условиях в 1950-х годах, после экспериментальных исследований и полевых испытаний, технология выравнивания профиля приемистости и изоляция воды стала доминирующей технологией для

уменьшения обводненности и стабилизации добычи нефти на стадии разработки с высоким обводнением. В 1950-х годах цементные растворы стали использоваться в качестве химреагентов для регулирования профиля из-за их низкой цены и высокой прочности, и достигли хороших результатов применения [73; 91; 106]. В 1960-х годах смола использовалась для регулирования профиля и изоляции воды в связи с характеристикой образования твердого вещества с определенной прочностью с катализатором. Преимуществами применения смол являются их высокая прочность и длительный срок действия. Недостатками смол являются высокая стоимость, отсутствие селективности и сложность удаления после неправильного блокирования [6; 61; 94]. Широкое применение частично гидролизованного акриламида для выравнивания профиля приемистости после 1970-х годов вывело на новый высокий уровень данную технологию. С тех пор начала быстро развиваться разработка технологий новых химических реагентов, контролирующих профиль, что значительно способствовало развитию технологии выравнивания профиля приемистости нефтяных месторождений. В то же время быстро развились технология контроля профиля, появились новые реагенты регулирования профиля, такие как гель с коллоидальной дисперсией и гранулированный агент регулирования профиля [45; 111; 113].

В зависимости от механизма регулирования профиля и используемого материала, все методы можно подразделить на две группы: неселективные и селективные. Отличие этих методов заключается в том, что при селективном воздействии изоляции воды фазовая проницаемость по нефти остается постоянной или увеличивается, а по воде уменьшается, в то время как при неселективном - проницаемость по жидкости близка к нулю. В зависимости от способа применения и получаемого закупоривающего материала процесс образования тампонирующей массы может идти по следующему механизму: гелеобразование, осадкообразование, затвердевание, коагуляция и др. [24; 43; 68; 80].

В настоящее время существуют следующие виды изолирующих материалов для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

1. Полимерные и гелевые технологии выравнивания профиля приемистости.

Полимерные и гелевые технологии выравнивания профиля приемистости в

настоящее время являются наиболее широко используемыми закупоривающими агентами [67; 108]. Механизм блокирования закупоривающих агентов данной технологии в основном достигается физическим закупориванием, а также адсорбцией. После реакции функциональной группы полимерной цепи со сшивающим агентом, образованная сетевая структура может хранить воду в структуре кристаллической решетки и превращаться в гель. Физическое закупоривание означает, что гель может эффективно блокировать поры и трещины и повышать сопротивление потока пластовой жидкости, а также изменяет направление потока закачиваемой воды [4; 10; 32; 34; 36]. Конкретный механизм действия имеет следующие стадии:

1) Снижение проницаемости пласта с высокой проницаемостью: полимер входит в пласт с высокой проницаемостью, полимер задерживается в пласте и проницаемость пласта уменьшается;

2) Снижение неоднородности нефтяного пласта: действие закупоривания пласта может изменить профиль абсорбции нагнетательной скважины, снизить проницаемость слоя с высокой проницаемостью, сделать так, что становится извлекаемым больше оставшейся нефти;

3) Адсорбция: полярные группы адсорбируются на поверхности породы химическими связями, что значительно увеличивает сопротивление потока пластового флюида и эффект блокирования [3; 9; 15; 31; 84; 91].

2. Технология выравнивание профили приемистости с использованием агента цементного типа.

Цемент является самым ранним используемым средством для выравнивания профиля приемистости и изоляции воды. Этот тип средства для регулирования профиля часто используется вместе с пылеугольной золой, смолой и

минеральным порошком для герметизации слоя с высокой проницаемостью высокопрочной оторочкой, образованной после затвердевания, чтобы регулировать профиль абсорбции жидкости, увеличивать давление закачки, объем охвата и повышать нефтеотдачу пластов [73; 91; 106; 90]. В связи с низкой стоимостью, широким спектром источников, высокой прочностью и возможностью применения в коллекторах с различной температурой, применение реагентов на основе цемента для регулирования профиля в призабойных зонах очень распространено и до сих пор используется [50].

3. Технология выравнивание профиля приемистости с использованием реагента смоляного типа.

Механизм блокировки закупоривающего реагента смоляного типа относится к принципу использования химического отверждения. Блокирующий реагент смоляного типа после затвердевания обладает высокой прочностью и за счет этого эффективно блокирует поры и трещины в пласте. Кроме того, отвержденная смола не подвержена влиянию пластовых флюидов и не реагирует с флюидами, поэтому она может закупоривать пласт в течение длительного времени. Закупоривающие реагенты на основе смол в основном делятся на два типа: термореактивные смолы и термопластичные смолы. Термореактивные смолы широко используются на нефтяных месторождениях в качестве неселективных агентов для регулирования профиля, такие как фенольные смолы, эпоксидные смолы и сахарно-спиртовые смолы [61; 94].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Нажису, 2020 год

- 1

- LO ID

- -L ип <?* 1 СО

Ч^Ал

- J ■ Лг

-

0 10 DO 2000 30 Ю 4000 1 1 1 1 5000 6000 1 7000

TIME DAYS

Рисунок 5.10 - Результаты подбора истории суточной добычи жидкости, суточной добычи нефти нефтяных скважин и обводненность скважины У6-67

Рисунок 5.12 - Результаты подбора истории суточной добычи жидкости, суточной добычи нефти нефтяных скважин и обводненность скважины У6-59

Из Рисунков 5.8-5.13 видно, что результаты подбора численного моделирования нефтяной скважины на всей территории и на испытательном участке хорошие, что обеспечивает основную гарантию для последующих исследований по распределению остаточной нефти, оптимизации параметров процесса химического заводнения и разработки плана испытаний на месторождении.

5.3.2 Распределение остаточной нефти

На основе построенной геологической модели было выполнено численное моделирование остаточных запасов, степени извлечения и распределения остаточной нефти в каждом пласте коллектора Е. Распределение остаточной нефти включает в себя включает в себя два аспекта: плоский и вертикальный.

1. Вертикальное распределение остаточной нефти

Остаточные запасы и степень извлечения каждого целевого пласта коллектора Е до 1 января 2018 года показаны в Таблице 5.7.

Из Таблицы 5.7 видно, что степень заводнения в зоне испытаний является низкой, и в вертикальном направлении весьма различной. Степень извлечения пропластка ебь2-2 относительно высокая, но остаточные запасы этого пропластка и пропластка ебь2-1 богатые и являются основными пропластками отбора остаточной нефти на следующем этапе.

2. Распределение остаточной нефти на плоскости

Распределение остаточной нефти на плоскости каждого целевого пласта коллектора Е на месторождения Т показано на Рисунке 5.14-5.19.

Из Рисунков 5.14-5.19 видно, что существуют различия в распределении остаточной нефти на плоскости каждого пласта, а распределение нефти после заводнения более рассеянна. Для пластов Esh0 и Esh1, площадь содержащей нефти относительно маленькая, а степень контроля структуры скважины относительно низкая. Остаточная нефть находится в основном в

неконтролируемой области схемы скважин. Для пропластков ЕбИ 2-1-ЕбЬ 2-4 схема скважин контролирует нефтеносный песок, только некоторые нефтяные или водные скважины были забиты или перфорированы в отдельных пропластках. Остаточная нефть в основном существует в следующих частях: зона худшего нагнетания воды в другом направлении плоскости, вызванная заводнением в одном направлении, зона неохвата, зона временно заблокированной или неперфорированной и зона гидравлического застоя между аналогичными скважинами.

Таблица 5.7 - Остаточные запасы и степень извлечения пропластков

Пропластки Геологические запасы (тысяч тонн) Остаточные запасы (тысяч тонн) Степень извлечения (%)

ебм 257,4 246,4 4,27

евы 939,6 791,7 15,74

евь2-1 4015,5 3513,4 12,50

евь2-2 2265,5 1840,6 18,76

евь2-3 1069,9 948,9 11,31

евь2-4 342,8 298,5 12,92

евь2-5 38,8 38,8 0,00

Общий 8929,5 7678,3 14,01

0.55 0.49 0.44 0.33 0.33 0.27 0.22 0.16 0.11 0.05 0.00

Рисунок 5.15 - Пласт Eshl

Рисунок 5.1 б - Пропласток Esh2-1

Рисунок 5.19 - Пропласток ебь2-4

5.4 Оптимизация процессов комплексной технологии повышения

нефтеотдачи пластов

5.4.1 Прогнозирование развития обычного заводнения в районе испытаний

С использованием геологической модели была спрогнозирована кривая взаимосвязи между обводненностью и степенью извлечения в процессе обычного заводнения в испытательном районе за 10 лет (с 1 апреля 2019 года по 1 апреля 2029 года), как показано в Таблице 5.8 и на Рисунке 5.20.

Таблица 5.8 - Эффект развития обычного заводнения

Параметры Значение

Номер плана 5-1-1

Время заводнения (год) 10

Начальный обводненно сть ( % ) 94,46

Окончательная обводненность (%) 97,56

Скорость повышения обводненности (% / год) 0,31

Среднесуточная добыча нефти (м3 / д) 8,16

Общая добыча нефти в данной стадии (103м3) 29,8

Степень извлечения в данной стадии (%) 9,64

Скорость добычи нефти (%) 0,96

Из Таблицы 5.8 и Рисунка 5.20 видно, что в настоящее время на испытательном участке обводненность высокая. В последующем процессе заводнения обводненность является высокой, а суточная добыча нефти, общая добыча нефти в данной стадии и степень извлечения нефти являются низкими и эффект разработки является слабым. Когда обводненность достигает 98%, степень извлечения составляет всего 30,91%, поэтому необходимо срочно применять химические методы повышения извлечения нефти для улучшения эффекта разработки.

Рисунок 5.20 - Связь между обводненностью и степенью извлечения

5.4.2 Блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали коллекторов

1. Расчет объема применения агентов для блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали коллекторов

В соответствии со статической и динамической связью нагнетательных и эксплуатационных скважин, с учетом анизотропности в плоскости и разности интенсивности водопоглощения в пластах, агент для блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали коллекторов рассчитывается в соответствии с «новым методом оценки объема химического агента для обработки водонефтяных скважин». Формула для расчета объема агента управления профилями заключается в следующем:

У=3.14хК2хрпхК/4хИхф (5.1)

Где: V - объем агента управления профилями, м3;

Я - радиус управления профилями, м;

Вп - коэффициент площади профиля, 0,95;

N - номер направления управления профилем;

И - толщина пласта управления профилями, м;

ф - пористость интервала управления профилями.

Параметры и результаты расчета объема агентов для блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали коллекторов скважин Y6-26, УХ6-4 и УХ6-5 показаны в Таблице 5.9.

Таблица 5.9 - Параметры и результаты расчета

Параметры Параметр расчета Объем

НагнеГч ательная\^ скважина Слой Радиус (М) Коэффициент площади профиля Номер направления управления профилем Толщина контроля профиля (М) Пористость агента контроля профиля (м3)

У6-26 ЕБЬ2-(1~2) 30 0,95 3 4,1 0,23 1899

УХ6-4 ЕБЬ2-(1~4) 30 0,95 2 5,0 0,23 1544

УХ6-5 ЕБЬ2-(1~4) 30 0,95 2 6,6 0.23 2038

2. Прогнозирование эффективность после блокирования Согласно расчету, меры блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали были выполнены для трех нагнетательных скважин (рекомендуемым агентом управления профилями является неорганический геополимер), эффект увеличения добычи нефти в группе испытательных скважин показан в Таблице 5.10, а динамические характеристики данного процесса показаны на Рисунке 5.21.

Таблица 5.10 - Результаты прогнозирования увеличения извлечения нефти после блокирования

параметры Номер \ плана \ Объем агента управления профилями (м3) Снижение обводненности (%) Увеличение суточной добычи нефти (м3/ сут.) Прирост накопленной добычи нефти (м3) Прирост КИН (%)

5-1-2 5481 0,90 1,94 2103 0,68%

Из Таблицы 5.10 и Рисунка 5.21 видно, что накопленный прирост добычи нефти после блокирования в зоне испытаний составляет 2103 м3, прирост КИН 0,68%, обводненность уменьшается на 0,90%, а суточная добыча нефти увеличивается на 1,94 м3/сут, эффект увеличения извлечения нефти хороший.

Время (дата)

Рисунок 5.21 - Связь между суточной добычей нефти, обводненностью и временем; 1- суточная добыча нефти при обычном заводнении; 2- обводненность при обычном заводнении;3 - суточная добыча нефти после блокирования; 4 -

обводненность после блокирования

5.4.3 Оптимизация параметров силикатной технологии выравнивания профиля приемистости и вытеснения нефти

На основе блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали, осуществлены с силикатной технологией выравнивания профиля приемистости для реализации управления потоком жидкости удаленной части пласта, дополнительно расширяя объем охвата и увеличивая коэффициент извлечения нефти. С этой целью в данном разделе исследованы влияние размера оторочки закачки агентов, цикла нагнетания, метода заводнения основного агента и скорости заводнения основного агента по силикатной технологии выравнивания профиля приемистости в скважинах YX6-4, УХ6-5 и У6-26, а также обсуждается осуществимость данной технологии. Силикатная технология осуществлена по многократному поочередному

закачиванию: изолирующая жидкость + основный агент + изолирующая жидкость + нагнетаемая вода, объем закачки скважинах YX6-4, YX6-5 и У6-26: 20 м3/сутки, 30 м3 сутки и 40 м3/сутки.

1. Влияние размера оторочки основного агента на выравнивания профиля приемистости и вытеснение нефти

Чтобы исследовать влияние размера оторочек основного агента на выравнивания профиля приемистости и вытеснение нефти, разные оторочки основного агента (0,01РУ, 0,02РУ, 0,03РУ, 0,04РУ, 0,08РУ, 0,12РУ, 0,16РУ и 0,2РУ) запланированы и проведены мероприятия с 1 апреля 2019 года. Мероприятия осуществляют для блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали, силикатная технология выравнивания профиля приемистости и прогнозирования эффекта увеличения добычи нефти в течение десяти лет. Условия: время нагнетания основного агента и нагнетаемой воды составляет 32 дня, соотношение оторочек основного агента и изолирующей жидкости равно 4:1, концентрация основного агента является 0,366% (PV - поровой объем пластов).

В условиях различного размера оторочки основного агента результаты численного моделирования эффекта увеличения добычи нефти группы испытательных скважин представлены в Таблице 5.11. Взаимосвязь между обводненностью, суточной добычей нефти группой скважин и времени на испытательном участке представлена на Рисунках 5.22 и 5.23.

Из Таблицы 5.11 видно, что с увеличением размера оторочки основного агента, накопленный прирост добычи нефти и прирост КИН группы скважин в зоне испытания увеличиваются, но рост постепенно замедляется и прирост добычи нефти на тонну основного агента уменьшается. Учитывая период и сроки испытания и технико-экономические эффекты, размер оторочки основного агента в зоне испытаний рекомендуется 0,02 РУ. Из Рисунков 5.22 и 5.23 видно, что с увеличением размера оторочки основного агента, обводненность в группе скважин в зоне испытаний снижается, суточная добыча нефти повышается.

Однако, когда размер оторочки основного агента большой, обводненность на последующей стадии заводнения быстро возрастает, добыча нефти значительно снижается и производительность низкая.

Таблица 5.11 - Результаты прогноза численного моделирования

\Парамет \ ры Номер \ плана Размер оторочки основного агента (РУ) Концентрац ия основного агента (%) Вреря закачки одного цикла (день) Результаты увеличения добычи нефти

основного агент или нагнетаемая вода Изолирую щая жидкость Накопле нная добыча нефти (м3) Прирост накоплен ной добычи нефти (м3) Прирос т КИН (%) Прирост добычи нефти на тонну основного агента (т/т)

5-2-1 0,01 0,366 40 10 35089 5286 1,71 114,75

5-2-2 0,02 38650 8847 2,86 121,57

5-2-3 0,03 40918 11115 3,60 108,29

5-2-4 0,04 42900 13097 4,24 99,08

5-2-5 0,08 55627 25824 8,36 106,90

5-2-6 0,12 63178 33375 10,80 93,95

5-2-7 0,16 67463 37660 12,19 80,12

5-2-8 0,20 69333 39530 12,79 67,46

Примечание: Прирост накопленный добычи нефти — это разница между общей добычей нефти по плану и после обычного заводнения. Прирост добычи нефти на тонну основного агента - это соотношение разницы между приростом добычи нефти после "блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали + силикатная технология выравнивания профиля приемистости" и приростом добычи нефти после "блокировки крупных пор"(в пересчете на тонны) и вес раствора основного агента, далее по аналогии.

Рисунок 5.23 - Связь между суточной добычи нефти и временем

2. Влияние количества цикла нагнетания на выравнивания профиля приемистости и вытеснения нефти

Чтобы исследовать влияния количества цикла нагнетания на эффект контроля профиля и вытеснение нефти при условиях размера оторочки основного агента (0,02 РУ), концентрации основного агента (0,366%) и соотношения оторочек основного агента и разделительной жидкости 4:1, запланированы разные циклы нагнетания (три, четыре, пять, шесть и семь) и проведены мероприятия с 1 апреля 2019 года для блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали, силикатная технология выравнивания профиля приемистости и выполнен прогноз эффекта увеличения добычи нефти в течение десяти лет. В условиях разного количества цикла нагнетания результаты численного моделирования эффекта увеличения добычи нефти группой испытательных скважин представлены в Таблице 5.12. Взаимосвязь между обводненностью, суточной добычей нефти группой скважин и времени на испытательном участке показаны на Рисунках 5.24 и 5.25. Из Таблицы 5.12 видно, что при условии постоянного размера оторочки основного агента с увеличением цикла нагнетания прирост накопленного добычи нефти, прирост КИН и прирост

добычи нефти на тонну основного агента в группе испытательных скважин сначала увеличивается и потом снижается. Когда цикл нагнетания составляет менее 5, реакция между основным агентом и нагнетаемой водой подвергается влиянию из-за большой оторочки изолирующей жидкости. Скорость образования осадков является низкой, количество образования в поре единичного объема является небольшим и область с высокой проницаемостью не может быть эффективно заблокирована и эффект контроля профиля будет слабым. Когда цикл нагнетания больше 5, время нагнетания однократной изолирующей жидкости сокращается, эффект разделения между основным агентом и нагнетаемой водой является слабым. Осадки быстро образуются в призабойной зоне и проводят к блокировке и способность транспортировки ухудшается. Осадки не могут проникнуть в глубинную часть пласта с высокой проницаемостью, эффект управления потоком жидкости ослаблен, а эффект увеличения нефтеизвлечения будет слабым. Таким образом, для достижения эффекта управления профилями удаленной части пласта необходимо разумно контролировать размер оторочек и количество циклов нагнетания, и цикл нагнетания рекомендуется пять в группе испытательных скважин.

Таблица 5.12 - Результаты прогноза численного моделирования

\Параме-\ тры Размер отороч ки основн ого агента (РУ) Концент рация основног о агента (%) Количес тво цикла нагнетан ия Время закачки одного цикла (день) Результаты увеличения добычи нефти

Номер \ плана \ Основный агент или нагнетаем я вода Изолиру ющая жидкост ь Накопле нная добыча нефти (м3) Прирост Накопле нной добычи нефти (м3) Прирост КИН (%) Прирост добычи нефти на тонну основного агента (т/т)

5-2-9 3 48 12 37770 7967 2,58 105,70

5-2-10 4 36 9 38208 8405 2,72 113,60

5-2-11 0,02 0,366 5 28 7 38678 8875 2,87 122,06

5-2-12 6 24 6 38535 8732 2,83 119,48

5-2-13 7 20 5 38429 8627 2,79 117,59

88-1-1-\-!-1-1-\-I-1-1-1—

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Время (дата)

Рисунок 5.24 - Связь между обводненностью и временем; 1- заводнение; количество циклов заводнения: 2 - три; 3 - четыре; 4 - пять; 5 - шесть; 6 - семь

о

О-1-1-1-1-1-1-\-1-1-1-\—

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Время (дата)

Рисунок 5.25 - Связь между суточной добычей нефти и временем; 1- заводнение; количество циклов заводнения: 2 - три; 3 - четыре; 4 - пять; 5 - шесть; 6 - семь

Из Рисунков 5.24 и 5.25 видно, что с увеличением времени обводненность в группе испытательных скважин сначала уменьшается, а затем увеличивается и соответствующая суточная добыча нефти сначала увеличивается, а затем

уменьшается. Когда цикл нагнетания составляет 5 прирост накопленной добычи нефти, степень снижения обводненности и увеличения добычи нефти самым и высокими.

3. Влияние режима закачки основного агента на выравнивания профиля приемистости и вытеснения нефти

Для того чтобы исследовать влияние режима закачки (изменение концентрации) основного агента на эффект регулирования профиля и вытеснение нефти при следующих условиях: общий размер оторочки основного агента (0,02 РУ), цикл нагнетания (пять) и соотношение оторочек основного агента и разделительной жидкости 4:1, запланированы три разных режима закачки и проведены мероприятия с 1 апреля 2019 года для блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали, силикатная технология выравнивания профиля приемистости и выполнен прогноз эффекта увеличения добычи нефти в течение десяти лет. Режимы закачки: уменьшение концентрации основного агента постепенно (0,488%, 0,427%, 0,366%, 0,305% и 0,244%), равная концентрация (0,366%), увеличение концентрации основного агента постепенно (0,244%, 0,305%, 0,366%, 0,427% и 0,488%).

В условиях разного режима закачки основного агента результаты численного моделирования эффекта увеличения добычи нефти группы испытательных скважин показаны в Таблице 5.13. Взаимосвязь между обводненностью, суточной добычей нефти группой скважин и времени на испытательном участке показаны на Рисунках 5.26 и 5.27.

Из Таблицы 5.13 видно, что эффект увеличения добычи нефти отличается с изменением режима закачки основного агента. Прирост накопленной добычи нефти, прирост КИН и прирост добычи нефти на тонну основного агента режима постепенного увеличения концентрации основного агента больше, чем для других двух режимов. Учитывая технические и экономические эффекты, режим постепенного увеличения концентрации основного агента является лучшим режимом.

Таблица 5.13 - Результаты прогноза численного моделирования

Шараме-тры Номер плана Размер отороч ки основн ого агента (РУ) Режим закачки основного агента Количе ство цикла нагнета ния Время закачки одного цикла (день) Результаты увеличения добычи нефти

Основны й агент или нагнетае мая вода Изолир ующая жидкос ть Накопле нная добыча нефти (м3) Прирост накоплен ной добычи нефти (м3) Прирост КИН (%) Прирост добычи нефти на тонну основного агента (т/т)

5-2-14 0,02 Постепенное уменьшение концентрации 5 28 7 38175 8373 2,71 113,01

5-2-15 Равная концентрация 38678 8875 2,87 122,06

5-2-16 Постепенное увеличение концентрации 39370 9567 3,10 134,55

Время (дата)

Рисунок 5.26 - Связь между обводненностью и временем; 1 - заводнение, 2 -режим постепенного уменьшения концентрации основного агента, 3 - режим равной концентрации, 4 - режим постепенного увеличения концентрации

основного агента

Из Рисунков 5.26 и 5.27 видно, что разные режимы нагнетания основного агента приводят к различным кривым обводненности и суточной добычи нефти. Кривые обводненности для режимов уменьшение концентрации и равной

концентрации относятся к типу «V», а увеличение концентрации - к типу «U». Режимы уменьшения концентрации и равной концентрации имеют более низкую обводненность и более высокую пиковую суточную добычу нефти, но период стабильной добычи короткий. Наоборот, в режиме увеличения концентрации после достижения низкого значения, стабилизирует и медленно увеличивается. Период стабильной добычи длиннее и эффект увеличения добычи нефти лучше. Причина заключается в том, что при увеличении концентрации основного агента, предварительные флюиды с низкой концентрацией могут проходить в удаленную часть пласта. Последующие флюиды с более высокой концентрацией раствора могут лучше блокировать зону с высокой проницаемостью в призабойной зоне и достигать лучшего эффекта регулирования профиля и вытеснения нефти.

24.0-

О

О О-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1—

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Время (дата)

Рисунок 5.27 - Связь между суточной добычи нефти и временем; 1 - заводнение, 2 - режим постепенного уменьшения концентрации основного агента, 3 - режим равной концентрации, 4 - режим постепенного увеличения концентрации

основного агента

Для того чтобы исследовать влияние скорости закачки основного агента на выравнивания профиля приемистости и вытеснение нефти при следующих условиях: общий размер оторочки основного агента (0,02 РУ), цикл нагнетания (пять), соотношение оторочек основного агента и разделительной жидкости 4:1 и режим постепенного увеличения концентрации основного агента (0,244%, 0,305%, 0,366%, 0,427% и 0,488%) запланированы разные скорости закачки основного агента и проведены мероприятия с 1 апреля 2019 года для блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали, силикатная технология выравнивания профиля приемистости, и выполнен прогноз эффект увеличения добычи нефти в течение десяти лет. Скорость закачки основного агента составляет 4/4, 3/4, 2/4 и 1/4 от первоначальной скорости закачки соответственно.

В условиях разной скорости закачки основного агента результаты численного моделирования эффекта увеличения добычи нефти группы испытательных скважин показаны в Таблице 5.14. Взаимосвязь между обводненностью, суточной добычей нефти группы скважин и времени на испытательном участке показаны на Рисунках 5.28 и 5.29.

Таблица 5.14 - Результаты прогноза численного моделирования

^араме \ -тры Номер плана Размер оторочки основног о агента (РУ) Количеств о цикла нагнетани я Режим закачки основного агента Соотношение скорости закачки основного агента на первоначальну ю скорость Результаты увеличения добычи нефти

Накопленна я добыча нефти (м3) Прирост накопленно й добычи нефти (м3) Прир -ост КИН (%) Прирост добычи нефти на тонну основног о агента (т/т)

5-2-17 0,02 5 Уменьшение концентраци и постепенно 4/4 39370 9567 3,10 134,55

5-2-18 3/4 39489 9686 3,13 136,69

5-2-19 2/4 39868 10065 3,26 143,52

5-2-20 1/4 39956 10153 3,29 145,11

нефти на тонну основного агента в группе испытательных скважин постепенно увеличиваются, но затем увеличение постепенно замедляется. Учитывая технические и экономические эффекты и требования к объему закачки, рекомендуемая скорость закачки основного агента в группе испытательных скважин составляет половину от первоначальной скорости закачки воды.

98-

£ 96

л

н о о

(И

х

ч о

90

88-1-\-\-\-1-1-\-\-\-\-г-1

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Время (дата)

Рисунок 5.28 - Связь между обводненностью и временем; 1 - заводнение, 2 - 4/4

от первоначальной скорости закачки, 3 - 3/4 от первоначальной скорости закачки,

4 - 2/4 от первоначальной скорости закачки, 5 - 1/4 от первоначальной скорости

закачки.

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Время (дата)

Рисунок 5.29 - Связь между суточной добычей нефти и временем; 1 - заводнение, 2 - 4/4 от первоначальной скорости закачки, 3 - 3/4 от первоначальной скорости закачки, 4 - 2/4 от первоначальной скорости закачки, 5 - 1/4 от первоначальной

скорости закачки.

Из Рисунков 5.28 и 5.29 видно, что при снижении скорости нагнетания основного агента, чем меньше низкое значение обводненности, тем выше пиковое значение суточной добычи нефти, но обводненность быстро увеличивается в поздней стадии разработки, а суточная добыча нефти ниже. Чем ниже скорость закачки основного агента, чем ниже давление закачки, тем ниже перепад давления между слоями со средней и низкой проницаемостью, соответствующий объем поглощения жидкости уменьшается, количество осадков уменьшается, повреждение слоя со средней и низкой проницаемостью уменьшается, эффект увеличения добычи нефти и уменьшения обводненности улучшается.

5.4.4 Оптимизация параметров заводнения растворами поверхностно-

активных веществ

На основе реализации управления профилем пласта с высокой проницаемостью можно выполнить вытеснения нефти растворами ПАВ для повышения эффективности вытеснения, чтобы достичь цели увеличения нефтеотдачи. С этой целью в данной подглаве исследованы влияние размера оторочки раствора ПАВ и концентрации раствора ПАВ на эффект вытеснения нефти в скважинах YX6-4, YX6-5 и Y6-26, а также обсуждена возможность применения ПАВ заводнения в этом блоке. Поверхностно-активное вещество (ПАВ) представляет собой неионогенное ПАВ - DWS, производства фирмы «Dalian Davis Technology Co., Ltd.», эффективное содержание ПАВ в растворе 35 %.

1. Влияние размера оторочки ПАВ на вытеснение нефти

Чтобы исследовать влияние размера оторочки закачки раствора ПАВ на эффективность вытеснения нефти при условиях концентрации раствора ПАВ 0,3% запланированы разные размеры оторочки закачки раствора ПАВ( 0,01 PV, 0,02 PV, 0,03 PV, 0,04 PV и 0,05 PV) и проведены с 1 апреля 2019 года мероприятия контроля профиля пласта с высокой проницаемостью и ПАВ

заводнения для прогнозирования эффективности увеличения добычи нефти в течение десяти лет.

В условиях разного размера оторочки закачки раствора ПАВ результаты численного моделирования эффекта увеличения добычи нефти группы испытательных скважин показаны в Таблице 5.15. Взаимосвязь между обводненностью, суточной добычей нефти группы скважин и времени на испытательном участке показаны на Рисунках 5.30 и 5.31.

Таблица 5.15 - Результаты прогноза численного моделирования

\Параметры Номер \ плана \ Размер оторочки (РУ) Концентрация раствора ПАВ (%) Результаты увеличения добычи нефти

Накопленная добыча нефти (м3) Прирост накопленной добычи нефти (м3) Прирост КИН (%) Прирост добычи нефти на тонну агента (т/т)

5-3-1 0,01 0,3 32142 2339 0,76 3,64

5-3-2 0,02 32511 2708 0,88 4,66

5-3-3 0,03 33016 3213 1,04 5,70

5-3-4 0,04 33729 3926 1,27 7,02

5-3-5 0,05 34121 4318 1,40 6,83

Примечание: Прирост накопленной добычи нефти — это разница между общей добычей нефти по плану в Таблице и заводнения. Прирост добычи нефти на тонну агента — это соотношение разницы между приростом добычи нефти после "блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали + ПАВ заводнения" и приростом добычи нефти после "блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали "(в пересчете на тонны) и вес раствора ПАВ, далее по аналогии.

Из Таблицы 5.15 видно, что с увеличением размера оторочки раствора ПАВ прирост накопленной добычи нефти и КИН в группе испытательных скважин постепенно увеличиваются, но прирост добычи нефти на тонну агента сначала увеличивается, а затем уменьшается. Учитывая технические и экономические эффекты, рекомендуемый размер оторочки раствора ПАВ составляет 0,04РУ.

Из Рисунков 5.30 и 5.31 видно, что с увеличением размера оторочки раствора ПАВ, обводненность снижается, суточная добыча нефти увеличивается, эффект увеличения добычи нефти и уменьшение обводненности улучшается.

Однако, когда размер оторочки раствора ПАВ превышает 0,04 РУ с увеличением размера оторочки раствора ПАВ эффект увеличения добычи нефти и уменьшение обводненности ухудшаются.

Рисунок 5.30 - Связь между обводненностью и временем

о-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1—

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Время (дата)

Рисунок 5.31 - Связь между суточной добычи нефти и временем

2. Влияние концентрации раствора ПАВ на вытеснения нефти Чтобы исследовать влияние концентрации раствора ПАВ на эффект увеличения вытеснения нефти, при условии размера оторочки закачки раствора

ПАВ 0,02РУ, запланированы разные концентрации ( 0,2%, 0,25%, 0,3%, 0,35% и 0,4%) и проведены с 1 апреля 2019 года мероприятия контроля профиля пласта с высокой проницаемостью и вытеснения нефти растворами ПАВ для прогнозирования эффективности увеличения добычи нефти в течение десяти лет.

В условиях разной концентрации закачки раствора ПАВ результаты численного моделирования эффекта увеличения добычи нефти группы испытательных скважин показаны в Таблице 5.16. Взаимосвязь между обводненностью, суточной добычей нефти группой скважин и времени на испытательном участке показаны на Рисунках 5.32 и 5.33.

Таблица 5.16 - Результаты прогноза численного моделирования

\Параметры Номер плана Размер оторочки (РУ) Концентрация раствора ПАВ (%) Результаты увеличения добычи нефти

Накопленная добыча нефти (м3) Прирост накопленной добычи нефти (м3) Прирост КИН (%) Прирост добычи нефти на тонну агента (т/т)

5-3-6 0,02 0,20 33155 3312 1,07 6,98

5-3-7 0,25 33419 3616 1,17 6,99

5-3-8 0,30 33729 3926 1,27 7,01

5-3-9 0,35 34026 4223 1,37 6,99

5-3-10 0,40 34291 4488 1,45 6,88

Из Таблицы 5.16 видно, что с увеличением концентрации закачки ПАВ прирост накопленной добычи нефти и прирост КИН в группе испытательных скважин постепенно увеличивается, но прирост добычи нефти на тонну агента сначала увеличивается, а затем уменьшается. Учитывая технические и экономические эффекты, рекомендуемая концентрация закачки ПАВ в группе испытательных скважин составляет 0,30%.

тем ниже межфазное натяжение между водой и нефтью, тем лучше эффект вытеснения нефти и увеличение добычи нефти.

98-

92-1-1-1-I-I-\-\-I-1-1-1—

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Время (дата)

Рисунок 5.32 - Связь между обводненностью и временем

18-

0-1-\-\-1-1-1-1-1-\-1-1—

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Время (дата)

Рисунок 5.33 - Связь между суточной добычи нефти и временем

5.5 Выбор мероприятия выравнивания профиля приемистости и

нефтевытеснения, оценка технико-экономической эффективности

рекомендуемого мероприятия

5.5.1 Оптимальный выбор мероприятий выравнивания профиля приемистости и вытеснения нефти

Для того чтобы изучить влияние разного мероприятия выравнивания профиля приемистости и вытеснения нефти для разработки месторождения различных комбинаций заводнения с регулировкой режима, были оптимизированы параметры закачки и выбран мероприятие для групп испытательных скважин (YX6-4, УХ6-5 и У6-26). Девять мероприятий были запланированы и представлены следующие:

- мероприятие 1: отдельная блокировка высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали;

- мероприятие 2: отдельное применение силикатной технологии выравнивания профиля приемистости;

- мероприятие 3: отдельный вытеснение нефти растворами ПАВ;

- мероприятие 4: силикатная технология выравнивания профиля приемистости + вытеснение нефти растворами ПАВ;

- мероприятие 5: комбинированная система - сочетание силикатной технологии выравнивания профиля приемистости и вытеснение нефти растворами ПАВ;

- мероприятие 6: блокировка высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали + силикатная технология выравнивания профиля приемистости;

- мероприятие 7: блокировка высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали + вытеснение нефти растворами ПАВ;

- мероприятие 8: блокировка высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали + силикатная технология выравнивания профиля приемистости + вытеснение нефти растворами ПАВ;

- мероприятие 9: блокировка высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали + комбинированная система (сочетание силикатной технологии выравнивания профиля приемистости и вытеснение нефти растворами ПАВ).

В комбинированной системе поверхностно-активное вещество смешивается с нагнетаемой водой и ниже то же самое.

Вышеперечисленные мероприятия проведены с 1 апреля 2019 года и выполнен прогноз эффективности увеличения добычи нефти в течение десяти лет. При разных мероприятиях результаты численного моделирования эффекта увеличения добычи нефти группы испытательных скважин показаны в Таблице 5.17. Взаимосвязь между обводненностью, суточной добычей нефти группы скважин и времени на испытательном участке показаны на Рисунках 5.34 и 5.35.

Из Таблицы 5.17 видно, что эффект увеличения добычи нефти комбинированного режима (мероприятие 4,6,7 и 8) лучше, чем отдельный режим, а комбинированная система (мероприятие 5 и 9) лучше, чем комбинированный режим. Под отдельным режимом, эффект увеличения добычи нефти в скважинах в зоне испытаний относительно низкий, особенно эффект от применения отдельного вытеснение нефти растворами ПАВ. Комбинация из нескольких оторочек может достигать синергетического эффекта «1+1» больше, чем 2, а эффект увеличения добычи нефти лучше. После сочетания силикатной технологии выравнивания профиля приемистости и вытеснение нефти растворами ПАВ, основный агент реагирует с нагнетаемой водой с образованием осадков и блокирует пласт с высокой проницаемостью, так что последующий ПАВ может поступить в зону со средней и низкой проницаемости коллектора. ПАВ взаимодействует с нефтью, повышает эффективность использования и дополнительно улучшает эффект контроля профиля и вытеснения нефти.

Таблица 5.17 - Результаты прогноза численного моделирования

^Параметры Номер \ мероприятия Содержание мероприятия Результаты увеличения добычи нефти

Накопленная добыча нефти (м3) Прирост накопленной добычи нефти (м3) Прирост КИН (%)

1 отдельная блокировка высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали 31906 2103 0,68

2 отдельное применение силикатной технологии выравнивания профиля приемистости 37329 7526 2,44

3 отдельный вытеснение нефти растворами ПАВ 29165 638 0,21

4 силикатная технология выравнивания профиля приемистости + вытеснение нефти растворами ПАВ 39290 9487 3,07

5 комбинированная система - сочетание силикатной технологии выравнивания профиля приемистости и вытеснение нефти растворами ПАВ 42580 12777 4,13

6 блокировка высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали + силикатная технология выравнивания профиля приемистости 39868 10065 3,26

7 блокировка высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали + вытеснение нефти растворами ПАВ 33729 3926 1,27

8 блокировка высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали + силикатная технология выравнивания профиля приемистости + вытеснение нефти растворами ПАВ 41965 12162 3,94

9 блокировка высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали + комбинированная система (сочетание силикатной технологии выравнивания профиля приемистости и вытеснение нефти растворами ПАВ) 45686 15884 5,14

проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали + комбинированная система (сочетание силикатной технологии выравнивания профиля приемистости и вытеснение нефти растворами ПАВ)

Рисунок 5.34 - Связь между обводненностью и временем

Рисунок 5.35 - Связь между суточной добычи нефти и временем

Из Рисунков 5.34 и 5.35 видно, что при условии отсутствия силикатной технологии выравнивания профиля приемистости, диапазон увеличения добычи и

уменьшения обводненности всех мероприятий меньше. Сочетание силикатной технологии выравнивания профиля приемистости, вытеснение нефти растворами ПАВ и блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали оказывает значительное влияние на увеличение добычи и уменьшение обводненности. Обводненность комбинированной системы медленно падает в начале процесса. Но комбинированная система может эффективно сдерживать скорость нарастания обводненности на более поздней стадии разработки. Кривая обводненности имеет и-образную форму, стабильный период производства длинный, а также эффект увеличения добычи и уменьшения обводненности.

5.5.2 Прогнозирование эффективности и оценка экономического эффекта

рекомендуемого мероприятия

При оптимизации параметров и выборе мероприятий управления профилями рекомендуемого мероприятия химического заводнения на испытательном участке представляет собой блокировка высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали + комбинированная система (сочетание силикатной технологии выравнивания профиля приемистости и вытеснение нефти растворами ПАВ). Параметры закачки, эффект увеличения добычи нефти и кривая динамических характеристик показаны в Таблице 5.18, и на Рисунке 5.36 представлены результаты прогнозирования прироста накопленной добычи нефти, суточной добычи нефти и обводненности с временем рекомендуемого мероприятия.

Геологические запасы нефти испытательного участка составляет 30,90*104 м3. КИН данной участка до 1 апреля 2019 года составляет 20,54%. Из Таблицы 5.15 и Рисунка 5.33 видно, что по сравнению с обычном заводнении пророст накопленной добычи нефти при комбинированной системой может достигать 15884 м3, обводненность уменьшается на 7,94%, суточная добыча нефти

увеличивается на 17,07 м3/сут, а эффективный период увеличения добычи нефти составляет более 5 лет. Конечный КИН при обычном заводнении составляет 30,18%, а после применения рекомендуемого мероприятия составляет 35,12%. Прирост КИН составляет 5,14%, и степень увеличения добычи нефти и уменьшение обводненности высокими.

Таблица 5.18 - Результаты прогноза параметров закачки и увеличения добычи нефти

Параметры Значения

Меры блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали Объем применения (м3) 5481

Выравнивание профиля приемистости Количество цикла нагнетания 5

Режим закачки основного агента Увеличения концентрации постепенно

Концентрация раствора ПАВ (%) 0,3

Время закачки каждой оторочки (день) Основный агент 56

Изолирующий агент 7

Раствора ПАВ 28

ПАВ заводнение Время (день) 140

Концентрация раствора (%) 0,3

Эффект увеличения добычи Прирост накопленной добычи нефти (м3) 15884

Прирост КИН (%) 5,14

Для дальнейшего изучения возможности применения комбинированной системы необходимо оценить ее экономический эффект. Технико-экономический эффект оценивается главным образом с помощью показателя соотношения между выпуском и затратой. При расчете соотношение выпуск/затраты рассчитаны затраты на агентов, транспортировки, строительные работы и оборудование.

Среди них цена неорганического геополимера составляет (концентрация неорганического геополимера составляет 25%) 168 долл./тонну, цена силиката натрия 490 долл./тонну, цена карбоната натрия 210 долл./тонну и цена неионогенного поверхностно-активного вещества (DWS) 840 долл./тонну, эффективное содержание составляет 35%. Стоимость транспортировки составляет 28 долл./тонну. Стоимость строительных работ составляет 280 долл./тонну. Стоимость строительства для работы управления профилями составляет 70 тыс. долл./тонну, а стоимость оборудования для смягчения воды составляет 140 тыс. долл./тонну. Стоимость каждого химического реагентов приведена в Таблице 5.19.

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Время (дата)

Рисунок 5.36 - Результаты прогнозирования прироста накопленной добычи нефти, суточной добычи нефти и обводненности с временем рекомендуемого мероприятия, 1- накопленная добыча нефти при обычном заводнении, 2-обводненность при обычном заводнении, 3 - суточная добыча нефти при обычном заводнении, 4 - накопленная добыча нефти при комбинированной системе, 5 -обводненность при комбинированной системе заводнения, 6 - суточная добыча нефти при комбинированной системе заводнения.

Таблица 5.19 - Стоимость реагентов рекомендуемого мероприятия

Параметры Значение

Реагенты Неорганический геополимер Потребление (тонн) 1370

Расход (тыс. долл.) 230

Na2SiOз Потребление (тонн) 61

Расход (тыс. долл.) 31

Потребление (тонн) 124

Расход (тыс. долл.) 27

ПАВ Потребление (тонн) 288

Расход (тыс. долл.) 242

Общая стоимость (тыс. долл.) 529

Цена фьючерса на нефть составляет 60 долларов / баррель. 1м3 нефти эквивалентен 6,29 баррелей, результат расчета соотношения соотношение выпуск/затраты рекомендуемого мероприятия приведены в Таблице 5.20. Из Таблицы 5.20 видно, что соотношение выпуск/затраты рекомендуемого мероприятия достигает 5,06, технико-экономические эффекты хорошие.

Таблица 5.20 - Результат расчета соотношения выпуск/затраты рекомендуемого мероприятия

Параметры Значение

Затрат Реагенты Затрата (тыс. долл.) 546

транспорт Потребление (тонн) 1843

Затрата (тыс. долл.) 54

Строительная операция Выравнивание профиля приемистости (тыс. долл. ) 217

Количество дней (день) 770

Другие затраты (тыс. долл.) 224

Прокат оборудования Затрата (тыс. долл.) 145

Общая затрата (тыс. долл.) 1186

Выпуск Прирост добычи нефти (м3) 15884

Объём производства (тыс. долл.) 5994

Соотношение выпуск/затраты 5,06

Выводы по главе 5

1. На основе построенной геологической модели и воспроизведения истории разработки было проведено исследование распределения остаточной нефти. Результаты показывают, что степень извлечения коллектора в целом низкая, распределение остаточной нефти на плоскости рассеянное. Остаточные запасы нефти в слоях Esh2-1 и Esh2 максимальны, и они являются основными слоями в добычи нефти на следующем этапе.

2. При оптимизации параметров и выборе мероприятия выравнивания профиля приемистости и вытеснения нефти с использованием численного моделирования рекомендуемое мероприятие химического заводнения на испытательном участке представляет собой блокировку высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали + комбинированная система (сочетание силикатной технологии выравнивания профиля приемистости и вытеснение нефти растворами ПАВ).

3. Прогноз численного моделирования рекомендуемого мероприятия показывает, что прирост накопленной добычи нефти достигает 15884 м3, обводненность уменьшается на 7,94%, суточная добыча нефти увеличивается на 17,07 м/3сут, а эффективный период увеличения добычи нефти составляет более 5 лет. Прирост КИН составляет 5,14%, а соотношение выпуск/затраты рекомендуемого мероприятия достигает 5,06.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По результатам теоретических и экспериментальных исследований сформированы следующие основные выводы и рекомендации:

1. Анализ существующих химических методов увеличения нефтеотдачи пластов показал актуальность исследования методов и разработки реагентов для выравнивания профиля приемистости и вытеснение нефти в коллекторах с высокой минерализацией пластовых вод. В соответствии с геолого-физическими особенностями коллектора и состоянием разработки, с помощью одного реагента трудно выполнить поставленную задачу. Поэтому только сочетание различных типов реагентов для изоляции воды и выравнивания профиля приемистости позволяет решить задачу как вблизи скважин, так и в удаленных участках пласта, при этом значительно снизить стоимость реагентов.

2. На основе результатов экспериментов №2БЮ3 был выбран в качестве основного агента, а Са2+ и Mg2+ в нагнетаемой воде были использованы в качестве вспомогательного агента, смягченная вода бала использована в качестве изолирующего агента для поочередного закачивания. Технология на основе силикатов для выравнивания профиля приемистости может использоваться в неоднородных по проницаемости коллекторах с высокоминерализованными пластовыми водами, поскольку обладает высокой солеустойчивостью, хорошей фильтруемостью, низкой токсичностью, экологической безопасностью, низкой стоимостью химических реагентов и технологичностью процесса закачки. Результаты проведенных исследований показали, что неионогенный ПАВ (DWS) может снизить межфазное натяжение до ультранизкого уровня (10-3 мН/м), обладает хорошей антиадсорбционной и нефтевытесняющей способностью.

3. Представлены способы изготовления искусственного керна по методу цементирования эпоксидной смолой и основное оборудование. Разработаны различные искусственные керны, которые были использованы в фильтрационных экспериментах.

4. Разработаны состав геля на основе крахмала и акриламида для блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали. Результаты проведенных экспериментов показали, что рекомендуемый состав (3% гидроксипропилкрахмал + 2,8% акриламид + 0,0112% сшивающий агент + 0,0056% инициатор) имеет свойства устойчивости к разбавлению и сопротивлению сдвигу, высокую маслостойкость и стабильность во времени, хорошую совместимость с породой продуктивного коллектора и флюидами его насыщающими, обладает высокой степенью блокирования.

5. Разработан состав неорганического геля на основе геополимера для блокировки высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали. Рекомендуемая концентрация основного агента составляет 30-35%, замедлитель составляет 2,6-3%, средство для повышения вязкости составляет 0,009-0,018%.

6. На основе результатов экспериментальных исследования нефтевытесняющей способности и оптимизации параметров комплексных методов увеличения нефтеотдачи пластов выявлены:

- когда концентрация основного агента изменяется от 0,03 до 0,06 моль/л , размер оторочек основного агента изменяется от 0,06 Узак/ Упор до 0,08 Узак/ Упор и цикл поочередного закачивания составляет 5-6, пропластки со средней и низкой проницаемостью вовлекаются в фильтрационный процесс, что приводит к снижению обводнённости и увеличению КИН.

- по сравнению с одиночным силикатным заводнением сочетание одновременного введения силиката натрия и ПАВ приводит к значительному увеличению объема охвата, повышению эффективности вытеснения нефти и увеличению КИН.

- снижение скорости закачки основного агента приводит к уменьшению способности поглощения жидкости в пропластках с низкой и средней проницаемостью, улучшается способность управления потоком и увеличивается КИН.

7. При оптимизации параметров разработки и выборе мероприятий по выравниванию профилей приемистости с использованием численного моделирования рекомендуемые мероприятия физико-химического заводнения на опытном участке представляют собой блокировку высоко проницаемых каналов и обширных зон с высокой проницаемостью по латерали + комбинированная система заводнения (сочетание силикатной технологии выравнивания профиля приемистости и вытеснения нефти растворами ПАВ). Прогноз результатов численного моделирования рекомендуемого мероприятия показывает, что прирост накопленной добычи нефти составил 15884 м3, обводненность снизилась на 7,94%, суточная добыча нефти увеличивается на 17,07 м/3сут, а эффективный период увеличения добычи нефти составляет более 5 лет. Прирост КИН составиляет 5,14%, а соотношение выпуск/затраты рекомендуемого мероприятия составил 5,06.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

КИН - коэффициент извлечения нефти Квыт - коэффициент вытеснения нефти МУН - методов увеличения нефтеотдачи пластов ПАВ - поверхностно-активного вещества

DWS - неионогенный ПАВ произведен Dalian Davis Technology Co., Ltd

Fr - коэффициент сопротивления

Frr - коэффициент остаточного сопротивления

Ф - коэффициента блокировки

К - проницаемость керна

Узач - объем закачки жидкости в керн

Упор - объем пор керна

CMG - Computer Modelling Group

РУ - поровый объем пласта

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алтунина, Л.К. Увеличения нефтеотдачи месторождений на поздней стадии разработки физико-химическими методами / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов // Нефтепромысловая химия. - 2013. - №8. - С. 18-25.

2. Алтунина, Л.К. Физико-химические технологии увеличения нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, И.В. Кувшинов, М.В. Чертенков // Разработка месторождений. -2016. - № 6. - С. 22-24.

3. Алтунина, Л.К. Физико-химические технологии с применением гелей, золей и композиций ПАВ для увеличения нефтеотдачи месторождений на поздней стадии разработки / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, И.В. Кувшинов // Георесурсы. - 2014. - V. 59. - № 4. - С. 20-28.

4. Алтунина, Л.К. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов // Вестник Санкт-петербургского Университета. - 2013. - Вып. 2. - С. 46-76.

5. Андреев, В. Е. Методы повышения эффективности разработки залежей высоковязкой нефти / В. Е. Андреев, Г. С. Дубинский, А. Ш. Мияссаров, Р. Р. Хузин, Н.И. Хузин // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения: сб. науч. тр. - Уфа: ООО «Монография», - 2013. - №. 2. - С. 263-282.

6. Апасов, Т.К. Исследование и разработка водоизоляционного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы / Т.К. Апасов, С.И. Грачев, Г.Т. Апасов, С.А. Леонтьев // Нефтяное хозяйство. - 2017, - № 9. - С.112-115.

7. Беккер, Р.Х. Перспективы применения микробиологических методов повышения нефтеотдачи в условиях продуктивных коллекторов Урало-поволжья / Р.Х. Беккер, Ю.А. Гуторов, А.М. Гареев // Нефтегазовое дело. - 2012. - Т.10. - № 3. - с. 34-40.

8. Владимир, И.В. Влияние условий применения технологии выравнивания профиля приемистости на эффективность разработки многопластовых объектов / И.В. Владимир, Р.Р. Варисова, Д.Т. Абилхаиров // Нефтепромысловое дело. - 2015. - № 11. - С. 42-48.

9. Воробьев, А.Е. Инновационные технологии увеличения нефтеотдачи и водоизоляции на самотлорском нефтегазовом месторождении / А.Е. Воробьев, В.П. Малюков, И.Д. Галузинский // Вестник РУДН, серия Инженерные исследования. - 2015. - № 3. - С. 96-101.

10. Гафаров, Ш.А. Экспериментальное обоснование возможности использования реагентов ПВВ и РКД в технологии комплексного аоздействия для вырвнивания профиля приемистости нагнетательных скважин / Ш.А. Гафаров, М.Б. Ежов, А.А. Насибуллина // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2012. - У. 90. - № 4. - С. 13-18.

11. Горбунов, А. Т. Щелочное заводнение / А.Т. Горбунов, Л.Н. Бученков - М.: Недра, 1989. - 160 с.

12. Гумерова, Г.Р. Анализ эффективности применения вязкоупругого поверхностно-активного состава на месторождениях западной сибири / Г.Р. Гумерова, Н.Р. Яркеева // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2019. - Т. 330. - № 1. - С.19-25.

13. Давыдов, А.В. Анализ и прогноз разработки нефтяных залежей / А. В. Давыдов. — Москва: ВНИИОЭНГ, 2008. — 314 с.: ил. — Библиограф: с. 305-314.

14. Дурягин, В.Н. Разработка неорганического водоизоляционного состава на основе силиката натрия для низкопроницаемых неоднородных коллекторов / В.Н. Дурягин, К.В. Стрижнев // Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. - 2014. - №1. - С. 14-29.

15. Макаревич, А.В. Реагент "ОВП-1" - применение в технологиях ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи пластов / А.В. Макаревич, В.Г. Пысенков, П.В. Лымарь, В.В. Пирожков, Е.И. Паркалова, А.В. Мельгуй, В.Н.

Данишевский, В.Н. Рязанцева, Н.В. Сенчук // Нефтепромысловое дело. - 2018. -№ 2. - С. 26-29.

16. Келлер, Ю.А. Применение метода главных компонент для подбора участков-кандидатов под выравнивание профиля приемистости / Ю.А. Келлер // Вестник Томского Государственного Университета. - 2015. - У. 31. - № 2. - С. 35-40.

17. Королев, М.И. Анализ опыта применения композиций на основе поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи терригенных коллекторов урало-поволжья / М.И. Королев, М.К. Рогачев // Международный Научно-Исследовательский Журнал. - 2016. - № 3-2. - С.102-104.

18. Кувшинов, И.В. Применение термотропных композиций для повышения нефтеотдачи / И.В. Кувшинов, В.А. Кувшинов, Л.К. Аутунина // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 1. - С. 44-47.

19. Манжай, В.Н. Применение нефтерастворимых полимеров для повышения нефтеотдачи пластов / В.Н. Манжай, А.В. Поликарпов, Е.А. Рождественский // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2017. - Т. 328. - № 12. - С. 29-35.

20. Манырин, В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении / В.Н. Манырин, И.А. Швецов. - Самар: Дом печати, 2002. - 392с.

21. Москальчук, А.В. Применение поверхностно-активных веществ для увеличения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти / А.В. Москальчук, Ю.В. Пахаруков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. - N0. 10. - С. 69-73.

22. Муслимов, Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее: учебное пособие / Р.Х. Муслимов - Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2012. - 664 с.: 48 с. ил.

23. Нажису, Исследование и применение комплексной технологии заводнения для повышения нефтеотдачи пластов / Нажису, В.И. Ерофеев // Успехи современного естествознания. - 2017. - N0. 10 - С. 96-100.

24. Нажису. Исследование и применение технологии полимерного заводнения для повышения нефтеотдачи пластов / Нажису, В.И. Ерофеев // Успехи современного естествознания. - 2018. -№ 11 - С. 420-424.

25. Покрепин, Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений / Б.В. Покрепин. - Ростов н/Д: Феникс, 2015. - 318с.

26. Прочухан, К.Ю. Современные методы увеличения нефтеотдачи. Практический опыт применения отечественной технологии «Щелочь - ПАВ -полимер» (ASP) на нефтяных месторождениях Западной Сибири / К.Ю. Прочухан // Нефть. Газ. Новации. - 2014. - № 10. - С. 50-54.

27. Рогачев, М.К. Регулирование фильтрационных характеристик нефтяных коллекторов с использованием поверхностно-активных веществ / М.К. Рогачев, А.Н. Кузнецова // Международный Научно-Исследовательский Журнал. - 2015, - № 10-4. - С.98-99.

28. Росляк, А.Т. Разработка нефтяных и газовых месторождений / А. Т. Росляк; Томский политехнический университет. — Томск: Изд-во ТПУ, 2003. — 144 с.: ил. — Библиограф: с. 142-143.

29. Сабахова, Г.И. Зарубежный опыт применения методов увеличения нефтеотдачи / Г.И. Сабахова, К.Р. Рафикова, М.Р. Хисаметдинов, Д.В. Нуриев, А.Т. Зарипов // Нефть. Газ. Новации. - 2015. - № 4. - С. 24-30.

30. Сафаров, Ф.Э. Разработка составов для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин в условиях низкопроницаемых высокотемпературных коллекторов со сложной структурой порового пространства / Ф.Э. Сафаров, Д.В. Каразеев, С.А. Вежнин, А.А. Ратнер, Е.И. Коптяева, Г.И. Хасанова, А.Г. Телин // Нефть. Газ. Новации. - 2017. - № 4. - С. 40-45.

31. Собанова, О.Б. Увеличение нефтеотдачи пластов с использованием технологии комплексного действия ПГ-УВС / О.Б. Собанова, М.Р. Хисаметдинов, М.Н. Рахматулина, Р.А. Былинкин // Нефтепромысловая химия. - 2013. - № 8. - С. 35-38.

32. Старковский, А.В. Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин силикатными гелями как способ увеличения нефтеотдачи пластов / А.В. Старковский // Нефтепромысловое дело. - 2012. - № 4. - С. 22-24.

33. Сургучев, М.Л., Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / Б.В. Сургучев - М.: Недра, 1985. - 308 с.

34. Хисаметдинов, М.Р. Инновационные физико-химические технологии увеличения нефтеизвлечения ОАО «Татнефть» / М.Р. Хисаметдинов, З.М. Ганеева, Ш.К. Гаффаров // Нефтепромысловая химия. - 2013. - № 8. - С. 32-34.

35. Хоу, Ц. Исследование механизма нагнетания пены в пласт на Дацинском месторождении после полимерного заводнения / Ц. Хоу, Д. Го, Ю. Чжу, Ц. Оуян, Ч. Ван // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, -2017, - Москва. - SPE-187848-RU. - C. 1-14.

36. Шишлов, А.С. Применение современных методов выравнивания профиля приемистости и притока на основе закачки полимерных систем / А.С. Шишлов, Р.Х. Усманов, М.А. Азаматов, Н.В. Кудлаева // Георесурсы. - 2010. - V. 33. - № 1. - С. 26-29.

37. Якуцени, В.И. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе / В.И. Якуцени, Ю.Э. Петрова, А.А. Суханов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2007. - №2. - С. 1-11.

38. Abass, A. Olajire Review of ASP EOR (alkaline surfactant polymer enhanced oil recovery) technology in the petroleum industry: Prospects and challenges / Abass A. Olajire // Energy. - 2014. - Vol. 77. - P. 963-982.

39. Aitkulov, A. Investigation of alkaline-surfactant-polymer flooding in a quarter five-spot sandpack for viscous oil recovery / A. Aitkulov, K.K. Mohanty // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2019. - Vol. 175. - No. 4. - P. 706718.

41. Alzahid, Y.A. Flow regimes during surfactant flooding: The influence of phase behavior / Y.A. Alzahid, P. Mostaghimi, S.D.C. Walsh, R.T. Armstrong // Fuel. -2019. - Vol. 236. - No. 1. - P. 851-860.

42. Bai, B. A comprehensive review of polyacrylamide polymer gels for conformance control / B. Bai, J. Zhou, M. Yin // Petroleum exploration and development. - 2015. - Vol. 42. - No. 4. - P. 481-487.

43. Cao, R. Section inversion rules and inversion mechanism of polymer flooding / R. Cao, P. Han, W. Hou // Acta Petrolei Sinica. - 2009. - Vol. 30. - No. 2. -P. 267-270.

44. Cao, W. Performance of hydrophobic associating water-solute polymer/surfactant system / W. Cao, X. Lu, X. Su, H. Yang, J. Zhang // Oilfield Chemistry. - 2016. - Vol. 33. - No. 2. - P. 305-315.

45. Co, L. Evaluation of functionalized polymeric surfactants for EOR applications in the Illinois Basin / L. Co, Z. Zhang, Q. Ma, G. Watts, L. Zhao, P. J Shuler., Y. Tang // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2015. - Vol. 134. -P. 167-175.

46. Dong, M.Z. Enhanced heavy oil recovery through interfacial instability: a study of chemical flooding for brintnell heavy oil / M.Z. Dong, S.Z. Ma, Q. Liu // Fuel. - 2009. - P. 1049-1056.

47. El-hoshoudy, A.N. Hydrophobically associated polymers for wettability alteration and enhanced oil recovery - Article review / A.N. El-hoshoudy, S.E.M. Desouky, M.Y. Elkady, A.M. Alsabagh, M.A. Betiha, S. Mahmoud // Egyptian Journal of Petroleum. - 2017. - Vol. 26. - P. 757-762.

48. Farajzadeh, R. Foam-oil interaction in porous media: Implications for foam assisted enhanced oil recovery / R. Farajzadeh, A. Andrianov, R. Krastev, G.J. Hirasaki, W.R. Rossen // Advances in Colloid and Interface Science. - 2012. - Vol. 183. - P. 113.

49. Gao, E. Dynamic performance of ASP flooding with weak base and its effect on oil displacement / E. Gao // Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing. - 2009. - No. 1. - P. 110-113.

50. Ge, S. Study on plugging effect and reservoir adaptability of inorganic geopolymer gel / S. Ge, X. Lu, J. Liu, X. Meng, Y. Zhao // Reservoir evaluation and development. - 2018. - Vol. 8. - No. 3. - P. 51-54.

51. Hatzignatiou, D. G. Laboratory testing of environmentally friendly sodium silicate systems for water management through conformance control / D. G. Hatzignatiou, R. Askarinezhad, N. H. Giske, A. Stavland // SPE Production & Operations. - 2016. - Vol. 31. - No. 4. - P. 337-350.

52. Hernández, E.M. Modelling foam improved oil recovery within a heterogeneous reservoir / E.M. Hernández, P. Grassia, N. Shokri // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. - 2016. - Vol. 510. - P. 43-52.

53. Hou, W. Water injection profile variation of oil layers under polymer flooding. / W. Hou // Petroleum exploration and development. - 2007. - No. 4. - P. 478-482.

54. Hu, G. How to select polymer molecular weight and concentration to avoid blocking in polymer flooding. / G. Hu. // SPE Symposium production enhancement and cost optimization held in Kuala Lumpur, Malaysia, 7-8 November 2017, SPE-189255-MS. - P. 1-27.

55. Jestril, E. Experimental investigation of the influence of salinity gradient on low-concentration surfactant flooding in Berea sandstone / E. Jestril, B. H. Chon // Journal of Industrial and Engineering Chemistry. - 2018. - Vol. 68. - No. 12. - P. 355363.

56. Jin, Y. Progress in research and application of polymer flooding technology abroad / Y. Jin // Unconventional oil & gas. - 2017. - V.4. - No. 1. - P. 116-122.

57. Kumar, A. RSM optimization of oil-in-water microemulsion stabilized by synthesized zwitterionic surfactant and its properties evaluation for application in

enhanced oil recovery / A. Kumar, R.K. Saw, A. Mandal // Chemical Engineering Research and Design. - 2019. - Vol. 147. - No. 6. - P. 399-411.

58. Le, J. A field-test of activation indigenous microorganism for microbial enhanced oil recovery in reservoir after polymer flooding. / J. Le, F. Liu, J. Zhang, L. Bai, R. Wang, X. Liu, Z. Hou, X. Wu // ACTA PETROLEUM SINICA. - 2014. - No.1. - P. 99-107.

59. Le, J. Progress in pilot testing of microbial-enhanced oil recovery in the Daqing oilfield of north China / J. Le, X. Wu, R. Wang, J. Zhang, L. Bai, Z. Hou // International Biodeterioration & Biodegradation. - 2015. - Vol. 97. - P. 188-194.

60. Leng, J. Application of chemical flooding technology / J. Leng, Y. Pan, D. Li, X. Li // Contemporary Chemical Industry. - 2014. - No.8. - P. 1495-1501.

61. Li, Y. Performance evaluation and application effects for the resin-type depth profile-controlling agent / Y. Li, Z. Hao // Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing. - 2016. - Vol. 35. - No. 2. - P. 105-109.

62. Li, R. Effect analysis of surfactant flooding in Xuecha low permeability oilfield / R. Li, C. Bai, C. Qi, J. Zhang // Petrochemical Industry Application. - 2014. -Vol. 33. - P. 55-62.

63. Liao, G. Chemical flooding development status and prospect / G. Liao, Q. Wang, H. Wang, W. Liu, Z. Wang // ACTA PETROLEI SINICA. - 2017, - Vol. 38. -No. 2. - P. 196-207.

64. Lieu, T. P. Rheological evaluation of a sodium silicate gel system for water management in mature, naturally-fractured oilfields / T. P. Lieu, D. G. Hatzignatiou // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2016. - Vol. 138. - No. 2. - P. 218233.

65. Liu, H. Successful practices and development of polymer flooding in Daqing oilfield / H. Liu, J. Li, J. Yan, W. Wang, Y. Zhang, L. Zhao // SPE Asia Pacific oil and gas conference and exhibition held in Jakarta, Indonesia, 2009. SPE 123975, -P. 1-5.

66. Liu, H. Research and prospect of silicate chemical water shutoff technology / H. Liu, L. Li, J. Zhang, G. Sun // Oilfield Chemistry. - 2015. - Vol. 32. -No. 1. - P. 146-150.

67. Liu, J. Effects of surfactant and alkali on the gelation performance of Cr3+ with HPAM and its action mechanism / J. Liu, X. Lu, Y. Zhang, W. Cao, K. Xie, H. Pan, J. Zhao, G. Li. // Acta Petrolei Sinica (petroleum processing section). - 2018. - Vol. 34. - No. 3. - P. 614-622.

68. Maurya, N.K. Studies on interfacial and rheological properties of water-soluble polymer grafted nanoparticle for application in enhanced oil recovery / N.K. Maurya, P. Kushwaha, A. Mandal // Journal of the Taiwan institute of chemical engineers. - 2017. - Vol. 70. - P. 319-330.

69. McDonald, M. The development & field results of a new, advanced form of sodium silicate as a cost effective solution for treatment for treatment of sustained casing pressure / M. McDonald, X. Li // SPE Thermal well integrity and design symposium held in Banff, Alberta, Canada, 2017, P. 1-12.

70. Nasr-El-Din, H.A. Evaluation of sodium silicate/urea gels used for water shut-off treatments / H.A. Nasr-El-Din, K.C. Taylor // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2005. - Vol. 48. - P. 141-160.

71. Nourafkan, E. Nanoparticle-enabled delivery of surfactants in porous media / E. Nourafkan, Z. Hu, D. Wen // Journal of Colloid and Interface Science. -2018. - Vol. 519. - No. 6. - P. 44-57.