Теоретическое и экспериментальное исследование течения растворов электролитов в глинистых коллекторах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 01.02.05, кандидат наук Чагиров, Павел Станиславович

• Чагиров, Павел Станиславович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Чагиров, Павел Станиславович

Содержание

Введение

Глава 1. Особенности течения растворов электролитов в глинистых коллекторах

1.1. Состояние исследований по теме диссертации

1.2. Ионообменные процессы на границе между раствором электролита и глинистым минералом

1.3. Механизмы осмотического набухания и дезагрегации глинистых минералов

1.4. Влияние степени минерализации и ионного состава электролита на изменение структуры порового пространства и ёмкостных параметров глиносодержащих пластов

Глава 2. Перколяционная модель течения электролита в глиносодержащей пористой среде

2.1. Влияние электрокинетических явлений на процесс течения в пористой среде. Отклонение от линейного закона фильтрации при низких скоростях течения

2.2. Влияние минерализации и ионного состава вытесняющего агента на относительные фазовые проницаемости глиносодержащих пластов и кривые капиллярного давления

2.3. Модель двухфазной плоскорадиальпой фильтрации с учетом капиллярного давления, минерализации и состава водной фазы

2.4. Моделирование циклической закачки раствора электролита в глиносодержащий пласт

Глава 3. Экспериментальное исследование течения растворов электролитов в глинистых коллекторах

3.1. Исследование закона течения при низких градиентах давления

3.1.1. Описание установки. Определение порометрической кривой. Погрешности измерения

3.1.2. Определение зависимости скорости фильтрации раствора электролита от градиента давления. Сравнение результатов расчетов с экспериментальными данными

3.2. Исследование влияния минерализации и ионного состава растворов электролитов на фильтрационные свойства глиносодержащих пород

3.2.1. Описание установки. Подготовка образцов глин

3.2.2. Определение зависимости проницаемости пласта от времени закачки и прокаченного объема растворов электролитов. Анализ полученных результатов

Заключение

Приложение

Теоретическое определение верхней границы применимости закона Дарси

Список используемой литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Теоретическое и экспериментальное исследование течения растворов электролитов в глинистых коллекторах»

Введение

Актуальность исследования. Породы-коллекторы нефти и газа в той или иной мере содержат в себе различные глинистые минералы. В процессе их разработки часто происходит нарушение гидрохимического равновесия в системе «флюид-порода». В результате глинистые минералы изменяют свой объем, что в значительной степени влияет на фильтрационно-ёмкостные свойства коллекторов. Следовательно, изучение процесса течения жидкостей в глиносодержащих пористых средах имеет важное значение для оптимизации разработки нефтяных месторождений.

На сегодняшний день существует большое количество малых и средних по запасам месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки с высокой обводненностью продукции. Рентабельность разработки таких месторождений низкая, следовательно, весьма актуальна задача снижения обводненности продукции и увеличения дебитов по нефти без вовлечения существенных вложений.

Продуктивность нефтяных и приемистость нагнетательных скважин, в числе других факторов, зависят от проницаемости породы-коллектора по отношению к соответствующим флюидам. Следовательно, снижение проницаемости коллекторов, вызванное разбуханием глин, приведет к снижению темпов извлечения нефти. В связи с этим, при проектировании системы поддержания пластового давления на сегодняшний день рекомендуется добиваться полного соответствия ионного состава и минерализации закачиваемой воды с пластовой с целью минимизации эффекта разбухания глин [1, 2]. В то же время промысловый опыт [3, 4, 5, 6] указывает на существование положительных эффектов от закачки воды другой минерализации, не схожей с пластовой как по количеству растворенных солей, так и по их составу. К таким положительным эффектам относят выравнивание фронта вытеснения, рост коэффициента вытеснения, снижение обводненности скважинной продукции и, как следствие, рост коэффициента извлечения нефти (КИН) [7].

Таким образом, возникшая неоднозначность в рекомендациях по выбору состава закачиваемой воды приводит к необходимости детального исследования данной проблемы как с точки зрения физики явления, так и в плане оптимизации разработки нефтяных месторождений.

Цель работы: построение модели течения раствора электролита в глиносодержащей пористой среде, учитывающей наличие двойного электрического слоя, ионообменных и осмотических процессов на границе между раствором и глинистым минералом.

Основные задачи исследования:

1. Изучение влияния осмотических и ионообменных процессов, а также электрокинетических явлений на процесс течения флюидов в глиносодержащих пористых средах.

2. Получение зависимостей фильтрационно-ёмкостных свойств глинистых коллекторов от ионного состава и минерализации закачиваемой жидкости.

3. Проведение расчетов технологических показателей разработки глиносодержащих пластов по модели двухфазного течения, учитывающей капиллярные силы, тип глинистых минералов коллекторов, ионный состав и минерализацию вытесняющего агента.

4. Проведение экспериментов по течению раствора электролита в глиносодержащей пористой среде при низких скоростях фильтрации. Сравнение теоретических зависимостей с полученными экспериментальными результатами.

Объект и предмет исследования. Объектом исследования является инвазионное двухфазное течение системы «нефть-раствор электролита» в глинистых коллекторах. Предмет изучения - поведение фильтрационно-

ёмкостных свойств глнносодержащих пород при изменении минерализации и ионного состава закачиваемых флюидов и их влияние на технологические показатели разработки глинистых коллекторов.

Теоретическая и методологическая основа исследования. Теоретической основой построения модели рассматриваемых процессов являются гидродинамика, подземная гидромеханика, теория перколяции, теория строения двойного электрического слоя и теория растворов сильных электролитов. Поставленные задачи решались на основании анализа и обобщения литературного материала, математического и физического моделирования течения в глнносодержащих пористых средах, сравнения полученных результатов.

Научная новизна результатов исследований:

1. Построена перколяционная модель двухфазного течения полярной и неполярной ньютоновских жидкостей в глиносодержащей пористой среде, учитывающая электрокинетические, осмотические и ионообменные явления.

2. Разработан аналитический аппарат для расчета пористости породы и относительных фазовых проницаемостей в системе «нефть-раствор электролита» в зависимости от минерализации, ионного состава воды и типа глинистого минерала породы. Проанализировано влияние свойств глинистых минералов породы-коллектора и параметров вытесняющей жидкости на изменение фильтрационно-ёмкостных свойств породы и реологических свойств жидкостей в процессе течения.

3. Установлена нелинейная взаимосвязь между количеством катионов в воде и их количеством, присоединенным к глинам.

4. Теоретически получен нелинейный закон течения в пористой среде при малых градиентах давления. Показано влияние структуры порового

пространства, а также минерализации фильтрующейся жидкости на величину отклонения от закона Дарси при низких скоростях фильтрации.

5. Осуществлен эксперимент по течению растворов электролитов в глиносодержащей пористой среде при низких скоростях фильтрации. Результаты экспериментов подтверждают данные теоретических расчетов.

Практическая значимость работы заключается в том, что на основе разработанной модели течения в зависимости от типа глинистого минерала и его количества в коллекторе можно подбирать необходимый ионный состав, минерализацию закачиваемого агента, а также частоту его закачки с целью увеличения нефтеотдачи пласта и оптимизации технологии разработки нефтяных месторождений. Полученные результаты могут быть использованы также при проектировании разработки месторождений с целью оптимизации гидрохимического режима процесса заводнения.

Защищаемые положения:

1. Построена перколяционная модель двухфазного течения жидкостей в глиносодержащей пористой среде, учитывающая электрокинетические, осмотические и ионообменные явления.

2. Получены зависимости пористости глиносодержащих пород от составов ионообменного комплекса глин и закачиваемой воды, их концентраций, типа и объемного содержания глин в породе. Установлено, что осмотическое набухание глинистых минералов в породе приводит к снижению пористости до трех раз. Ионообменные внутрикристаллические процессы набухания и усадки глин в породе вызывают изменение пористости на 15-20%.

3. Получены относительные фазовые проницаемости как функции не только насыщенности, но также концентрации электролита и ионного

состава раствора и глин. В результате установлено, что набухание глинистых минералов породы приводит к снижению фазовой проницаемости по воде и росту по нефти. Усадка глин способствует росту фазовой проницаемости по воде и снижению по нефти.

4. Теоретически показано, что отклонения от линейного закона фильтрации в тонкопоровых коллекторах (< г > ~ 10"8 м) исчезают при более высоких градиентах 103 Па/м), чем в крупнопоровых (< г > ~ 10"6 м), где переход к линейному характеру связи \\iyP) происходит уже при

\УР\ ~102 Па/м.

5. Поставлен и проведен эксперимент, результаты которого позволяют осуществить верификацию построенной модели течения жидкостей в глиносодержащей пористой среде.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались:

1. на научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Нефть и газ 2009» (Москва, 2009 г.);

2. на Московской межвузовской конференции «Студенческая наука» (Москва, 2009 г.);

3. на Всероссийской конференции «Новые технологии газовой промышленности» (Москва, 2009 г.);

4. на IX московской межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука 2009». Победитель в секции «Нефтегазовые технологии»;

5. на научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Нефть и газ 2010» (Москва, 2010 г.);

6. на 12-й Международной научно-практической конференции «Геомодель - 2010» под эгидой ЕАОЕ (Геленджик, 2010 г.);

7. на II международной студенческой научно-практической конференции «ОП&ОазНопгопБ» под эгидой 8 РЕ (Москва, 2010 г.);

8. на X Всероссийском съезде по фундаментальным проблемам теоретической и прикладной механики (Нижний Новгород, 2011 г.);

9. на Второй Всероссийской школе молодых ученых-механиков (Нижний Новгород, 2011 г.);

10. на II Российском рабочем совещании «Глины и глинистые минералы» (Пущино, 2012 г.);

11. на 13-й Европейской конференции по математическому моделированию процессов нефтеизвлечения «ECMOR XIII» под эгидой EAGE (Биарриц, Франция, 2012 г.);

12. на III Международной научно-практической конференции по нанаоявлениям при разработке месторождений углеводородного сырья «Nanotechoilgas - 2012» (Москва, 2012 г.);

13. на научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Нефть и газ 2013» (Москва, 2013 г.);

14. на конкурсе аспирантских работ по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике, под эгидой SPE (Москва, 2013 г.);

15. на аспирантских сессиях факультета РНиГМ (лучшая работа на отчетной сессии в 2013 г.);

16. на 9-м горнопромышленном форуме «MINEX Russia 2013». Победитель всероссийского молодёжного конкурса «От идеи к инновации» (Москва, 2013 г.);

17. на IX Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса» (Москва, 2014 г.);

18. на 14-й Европейской конференции по математическому моделированию процессов нефтеизвлечения «ECMOR XIV» под эгидой EAGE (Сицилия, Италия, 2014 г.);

19. на IV Международной научно-практической конференции по нанаоявлениям при разработке месторождений углеводородного сырья «Nanotechoilgas - 2014» (Москва, 2014 г.);

20. на XI Всероссийском съезде по фундаментальным проблемам теоретической и прикладной механики (Казань, 2015 г.),

а также на научных семинарах кафедры нефтегазовой и подземной гидромеханики РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина и кафедры газовой и волновой динамики МГУ имени М.В. Ломоносова.

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Кадет В.В., Чагиров П.С. Перколяционный анализ границ применимости линейного закона фильтрации // Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2011 г. №3, с. 28-37;

2. Кадет В.В., Чагиров П.С. К вопросу об определении границ применимости линейного закона фильтрации (закона Дарси) // Технологии нефти и газа, 2011 г., №4, с. 26-31;

3. Чагиров П.С., Кадет В.В. Новый метод определения границ применимости закона Дарси // Вестник Нижегородского университета им. Н.И. Лобачевского, 2011 г., №4(3), с. 1243-1244;

4. Kadet V.V., Chagirov P.S. Alternative to Darcy's Law for the Description of the Newtonian Fluid Flow in Porous Media // ECMOR XIII - 13-th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery, 10-13 September 2012, Biarritz, France;

5. Кадет В.В., Чагиров П.С. Учет осмотического набухания глин при моделировании разработки глинистых коллекторов нефти // Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2014г. №2, с. 5-16;

6. Kadet V.V., Chagirov P.S. Electrokinetic Mechanism of Low Salinity Water Flooding and Modeling of Oil Displacement in Clay Reservoirs // ECMOR XIV - 14-th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery, 8-11 September 2014, Sicily, Italy;

7. Кадет В.В., Чагиров П.С. Моделирование процесса заводнения глинистых коллекторов нефти слабоминерализованной водой // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых (принято к печати в № 4 2015 г.);

8. Кадет В.В., Чагиров П.С. Учет влияния ионообменных процессов при совместном течении нефти и растворов электролитов в глиносодержащих коллекторах // Нефтяное хозяйство (принято к печати в № 9 2015 г.);

9. Чагиров П.С. Моделирование совместного течения нефти и растворов электролитов в глиносодержащих коллекторах // Сборник материалов XI Всероссийского съезда по фундаментальным проблемам теоретической и прикладной механики, 20-24 августа 2015 г., г. Казань.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, приложения и списка использованной литературы из 125 наименований. Общий объем работы — 112 страниц, 4 таблицы и 47 рисунков.

Автор выражает благодарность своему научному руководителю — д.т.н., профессору В.В. Кадету и коллективу возглавляемой им кафедры нефтегазовой и подземной гидромеханики РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Автор также признателен доценту Иванникову В.Г. и доценту Митюшину А.И. за ценные рекомендации и помощь в экспериментальных исследованиях.

Глава 1. Особенности течения растворов электролитов в глинистых коллекторах

1.1. Состояние исследований по теме диссертации

Течение жидкостей в глиносодержащей пористой среде представляет собой течение по порам и капиллярам, которое сопровождается определенными преобразованиями глинистых минералов породы. Преобразование происходят вследствие нарушения установившегося в процессе формирования залежей химического равновесия между реликтовыми водами и глинистыми минералами [8].

В работах [2, 9] приведены основные процессы, происходящие с глинистым минералом породы в случае нарушения равновесия. Основным явлением, влияющем на фильтрационное течение можно считать набухание глин [10, 11, 12], которое возникает в результате ионообменных и осмотических процессов между глинистыми минералами и растворами электролитов. Дезагрегация (диспергация) глинистых минералов с образованием взвесей [13] и коллоидных растворов [14, 15] также существенно отражается на характере течения. Кроме того, в работах [2, 16] экспериментально показано, что при нарушении химического равновесия между пластовой водой и глиной породы в процессе течения возможна смена типа глинистых минералов. В частности обнаружено, что иллит при закачке пресной воды преобразуется во вторичный смектит, способный к набуханию.

Работы [12, 17] посвящены термодинамическому описанию набухания алюмосиликатных глин (смектитов). В работах показано, что для прекращения набухания давление раствора должно превышать расклинивающее давление (давление набухания). Последнее, как установлено в [12], для монтмориллонита может достигать величины 17 ат. В теоретических работах [18, 19], где исследовалась устойчивость монтмориллонита в растворах электролита, выделены две составляющие расклинивающего давления: ионно-

электростатическая и молекулярная. Причина возникновения ионно-электростатического давления набухания связывается с процессами ионного обмена между глиной и раствором. Причину появления молекулярного расклинивающего давления связывают с осмотическими процессами. Сравнение расчетных величин расклинивающего давления [18] с экспериментальными значениями показало существенное различие между ними [20]. В качестве объяснения несовпадения результатов предполагается, что вода межмолекулярного пространства глин обладает пластическими свойствами [20], и имеет большую, в сравнении с капельной водой, плотность [21]. В исследованиях [12, 17] отмечается, что при длительном выдерживании монтмориллонита в растворе с давлением ниже давления набухания, минерал разрушается (диспергирует). В данной диссертации проанализировано влияние на диспергацию глин не только расклинивающего давления, определяемого экспериментально в пресной воде, но и концентрации солей в растворе.

Набуханию глинистых минералов породы в пресной воде посвящено большое количество экспериментальных работ [20, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29]. Во всех исследованиях однозначно утверждается, что вследствие действия горного давления набухание не может сопровождаться увеличением объема глиносодержащей породы, и направлено только на снижение объема пор. В экспериментах [23] показано, что чем меньше начальная пористость образцов, тем больше доля снижения объема пор. Так, для образцов с начальной пористостью 0,3 и 0,2 объем пор снижается на 28 и 48% соответственно. В работе [24] изучалась величина набухания бентонита в растворах электролитов. Установлено, что взаимодействие бентонита с щелочным раствором снижает объем глин в 2 раза в сравнении с взаимодействием с пресной водой.

Способность к изменению объема глинистых минералов связывают также с их слоистым строением [12, 30, 31, 32, 33]. Структура глин представлена слоями из молекул алюмосиликатов, между которыми располагаются слои

слабосвязанных с минералом гидратированных катионов, легко замещающихся на гидратированные катионы в составе раствора электролита [33] (рис. 1).

О

О&ОН А1, Ре ог Мд

Н20 М2*

Рис. 1. Схематичное представление молекулярной структуры глинистых

минералов

Обменная способность глинистых минералов обусловлена наличием на поверхности молекулярных слоев отрицательного электрического заряда, скомпенсированного адсорбированными на поверхности слоев катионами и диполями молекул воды.

В работах [18, 19, 20, 34] авторы связывают набухание с замещением гидратированных катионов в глинах и называют процесс внутрикристаллическим или адсорбционным набуханием. В исследованиях [35, 36] изучалось изменение структуры и физико-химических свойств Са-монтмориллонита при взаимодействии с раствором солей натрия. Показано, что алюмосиликатные слои «разворачиваются», образуя структуру типа «веера», пластичность и другие реологические свойства возрастают в несколько раз, снижение концентрации соли

о о

приводит к дезагрегации минерала. В работах [13, 37] установлено, что присутствие многовалентных ионов в воде снижает набухание глин.

Свойство обмениваться ионами с раствором делает глинистые минералы схожими по свойствам с ионитами (например, ионообменные смолы, цеолиты) [38], для которых хорошо изучены механизмы ионного обмена [39]. Глинистые минералы до сегодняшнего времени не рассматривались с точки зрения химической термодинамики твердых веществ во взаимодействии с раствором. Для глин были получены только некоторые эмпирические зависимости величины набухания от ионных составов глин и раствора [30, 40, 41, 42, 43]. Однако все предпосылки термодинамического описания ионообменных процессов в глине имеются: хорошо изучены ионообменные емкости глинистых минералов [12, 44, 45], их ионные составы и разработаны методы их изучения [46]. Изучению глинистых минералов как твердых растворов солей, способных к ионному обмену с растворами электролитов, посвящен первый параграф первой главы.

Как было отмечено, взаимодействие глинистых минералов с водными растворами электролитов может приводить к их полному разрушению. При разрушении минерал образует с раствором электролита суспензии и коллоидные растворы. Течение в пористых средах суспензий, представленных мельчайшими частицами минералов, изучалось в работе [47], где в процессе течения суспензии происходило осаждение частиц в пласте и ухудшение проницаемости. В работе [48] экспериментально установлено, что снижение проницаемости пористых образцов наблюдается при фильтрации взвесей с размерами частиц более 2 мкм. При фильтрации взвеси частиц размером 10 мкм, проницаемость снижается на 25%. Известны также эксперименты [13, 49], в которых определяется критическая скорость фильтрации, при которой происходит агрегация мельчайших частиц глин с кварцевыми частицами. Показано, что при течении мелкодисперсной взвеси в образце песчаника (проницаемость — 0,15 мкм2) со скоростью фильтрации ниже 70 мкм/с проницаемость уменьшается на 30-40%. В работе [50] установлено, что при фильтрации слабоминерализованных растворов через

искусственные глиносодержащие породы переход от набухания к режиму дезагрегации глин происходит при критической минерализации раствора Скр ~ 20 г/л. Показано также, что концентрация перешедших в раствор частиц глин растет со снижением минерализации воды [51].

В работе [52] утверждается, что водные растворы неагрегированых глинистых частиц смектитов, в основном, состоят из пластин размером 5x200 нм. Следовательно, согласно исследованиям [53], образование такого коллоидного раствора в процессе течения не окажет влияния на проницаемость пласта, если сохранить устойчивость коллоидного раствора. В работах [54, 55] исследовано влияние ионного состава растворов электролитов на устойчивость коллоидных растворов и суспензий на основе глины. Теоретически доказано и экспериментально подтверждено, что устойчивость суспензий тем выше, чем ниже валентность катионов в растворе. Кроме того, в работе [56] определено, что растворы с рН > 9 способствуют агрегации частиц глинистых минералов, в то время как растворы с рН < 7 вызывают их дезагрегацию. Известно, что добавление глинистой компоненты в воду увеличивает её вязкость, в связи с этим и вышесказанным, в диссертации уделено внимание вязкости мелкодисперсных взвесей глинистых частиц с учетом влияния дзета-потенциала двойного электрического слоя частиц и ионного состава растворов.

Влияние электрокинетических явлений на течение растворов электролитов в глинах и глиносодержащих пористых средах исследовано в работах [57, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 64]. В экспериментальных работах [63, 64, 65, 66] показано, что закон течения воды в глинах и глинистых коллекторах при низких скоростях течения нелинеен и, что отклонения от линейности обусловлены влиянием двойного электрического слоя межфазной границы между глиной и водой. В работе [63] также отмечено, что при течении воды в породе с небольшим глиносодержанием (менее 5%) отклонение от линейного закона течения невелико. В работах [67, 68] обнаружено, что при фильтрации воды в глинистых минералах помимо гидродинамической составляющей течения присутствует тормозящая

поток электроосмотическая составляющая, вызванная наличием в потоке отрицательно заряженных глинистых частиц. В ряде работ [60, 69, 70] электроосмотическое торможение потока жидкости моделируется ростом эффективной вязкости жидкости (электровязкости). В своих экспериментальных исследованиях Лоу [60] показал, что со снижением размеров пор при течении воды в глинах происходит экспоненциальный рост вязкости. В работе [69] рассчитано поведение эффективной вязкости электролита в зависимости от отношения радиуса Дебая к радиусу капилляра при различном дзета-потенциале. В работе показано, что когда отношение радиуса Дебая к радиусу капилляра равно двум, величина эффективной вязкости жидкости возрастает более чем в 5 раз по отношению к вязкости капельной жидкости. Исходя из работ, влияние электрокинетических явлений на межфазной границе глин и частиц глин на течение в глинистых коллекторах весьма значительно. Несмотря на разные подходы к описанию течения (путем введения эффективной вязкости или получение нелинейных законов течения), природа описанных эффектов однозначно электрокинетическая во всех моделях течения. Несмотря также на многообразие представленных моделей течения в глиносодержащих пористых средах, не исследованным остается влияние структуры порового пространства, ионного состава раствора и изменение объема глинистой компоненты породы на процесс течения.

В последнее время наблюдается всевозрастающий интерес к третичному методу разработки нефтяных месторождений, называемому LSW (Low Salinity Waterflooding) [5, 71, 72, 73, 74, 75, 76, 77, 78]. Под данным методом подразумевается получение дополнительной добычи нефти посредством закачки в пласт слабоминерализованной воды. На сегодняшний день считается, что причины роста нефтеотдачи пока до конца не ясны. В то же время, большинство исследователей связывают увеличение нефтеотдачи с высокой ионообменной способностью глинистых минералов породы [5, 70, 78].

В экспериментальных работах [74, 75, 77, 79, 80] обосновывается возможность повышения коэффициента вытеснения нефти закачкой пресной воды в глинистые коллектора. В ходе эксперимента в работе [75] на керновых образцах при закачке пресной воды наблюдалось увеличение коэффициента вытеснения нефти на 7%. Авторы связывают прирост образованием вязкого глинистого раствора.

В результате лабораторных экспериментов на различных керновых материалах в работах [71, 74, 76, 78] был определен ряд условий, при которых зафиксирован положительный эффект от LSW. Среди них

• значительная доля глинистых минералов в породе;

• наличие в породе связанной воды;

• пластовая вода должна содержать двухвалентные катионы, т.е. Са2+ или Mg2+;

• закачиваемая вода должна быть пониженной минерализации.

На сегодняшний день выделяют несколько причины роста нефтеотдачи за счет LSW. Более того, некоторые исследователи указывают на комплексность причин, среди которых выделяют следующие.

• Рост pli. В статье [3] показано, что рост показателя рН снижает поверхностное натяжение фаз, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения. Рост показателя рН происходит при закачке пресной воды, которая имеет более высокий рН, чем пластовая вода. Позже в статье [78] показано, что ощутимые результаты могут быть получены при рН > 10, что в нефтегазовых пластах не может быть реализуемо вследствие растворенного в воде СО2, который в водном растворе образует слабую нестабильную кислоту Н2СО3, нейтрализующую раствор.

• Ионный обмен. В работе [71] показано, что полярные компоненты нефти связаны с отрицательно заряженной поверхностью глин. При закачке раствора электролита происходит замещение полярных компонентов нефти ионами большей электрохимической активности, вынося полярные

компоненты нефти в поток. В эксперименте [71] показана действенность механизма ионного обмена. За счет закачки пресной воды получено 5% прироста коэффициента вытеснения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Чагиров, Павел Станиславович, 2015 год

Список используемой литературы

1. Лисовский Н.Н. Состояние разработки нефтяных месторождений России и задачи по дальнейшему ее совершенствованию // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1996 № 6 С. 33-37.

2. Саркисян С.Г., Котельников Д.Д. Глинистые минералы и проблемы нефтегазовой геологии // М.: Недра, 1980 232 с.

3. McGuire P. L., Chatam J. R., Paskvan F. К., Sommer D. M., Carini F. H. Low Salinity Oil Recovery: An Exciting New EOR Opportunity for Alaska's North Slope. // SPE Western Regional Meeting. Irvine, California: Society of Petroleum Engineers. 2005.

4. Austad Т., Rezaeidoust A., Puntervold T. Chemical Mechanism of Low Salinity Water Flooding in Sandstone Reservoirs. // SPE Improved Oil Recovery Symposium. Tulsa, Oklahoma, USA: Society of Petroleum Engineers. 2010.

5. Aboulghasem Kazemi Nia Korrani, Gary R. Coupled Geochemical-Based Modeling ofLSW// SPE 169115-MS.

6. Tang G.Q., Morrow N. R. Influence of brine composition and fines migration on crude oil/brine/rock interactions and oil recovery. // Journal of Petroleum Science and Engineering, 24,1999, Pp. 99-111.

7. Austad Т., Shariatpanahi S. F. Conditions for a Low-Salinity Enhanced Oil Recovery Effect in Carbonate Oil Reservoirs // Energy and Fuels. 2011. 26(1). p.569-575.

8. Ханин А.А. Породы и коллекторы нефти и газа и их изучение // М., Недра, 1969, с. 140-141.

9. Осипов В.И., Соколов В.Н. Глины и их свойства. Состав, строение и формирование свойств - М.: ГЕОС. 2013. 576 с.

10. Александров Б.Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами // М.: Недра, 1979 200с.

11. Батурин В.П. Минералогический состав и нефтеотдача песков // Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1933 № 2 С. 73-75.

12. Злочевская Р. И., Королев В. А. Электроповерхностные явления в глинистых породах. - М.: Изд-во МГУ, 1988. -177 с.

13. Табакаева JI.C. Экспериментальные исследования особенностей воздействия на низкопроницаемые глиносодержащие нефтяные пласты растворами полиэлектролитов // Диссертация на соискание ученой степени к.т.н., М., 2007.

14. Lager A., Webb К.J., Collins I.R, Richmond D.M. LoSal Enhanced Oil Recovery: Evidence of Enhanced Oil Recovery at the Reservoir Scale. // SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery. Tulsa. USA. 2008.

15. Гольдберг В. M., Скворцов Н. П. Проницаемость и фильтрация в глинах. -М.: Недра, 1986.-160 с.

16. Krinari G. A., Khramchenkov М. G., Muslimov R. Kh. Artificial reverse mica transformation and its role in oil production // Georesources. - 2000. - V. 2. - P. 30-37.

17. Лоу Ф. Ф. Структурная составляющая давления набухания глин // Коллоидный журнал, 1986. Т.48. Вып. 6 С. 1081-1084.

18. Norrish К. Swelling of montmorillonite // Disc. Faraday Soc. - 1954. - V. 18. -P. 120-134.

19. Norrish K., Raussel-Colom I. A. Low-augle X-ray diffraction studies of the swelling of montmorillonite and vermiculite // An. Tenth Nat. Conf. on Clays and Clay Minerals. - 1957. - P. 123-149.

20. Кульчицкий JI. И., Усьяров О. Г. Физико-химические основы формирования свойств глинистых пород. -М.: Недра, 1981. - 178 с.

21. Макеева Т.Г. Определение плотности связанной воды дисперсных грунтов прямыми и косвенными методами // Естественные и технические науки, 2010. №5 С. 149-167.

22. Гадиев С.М. Использование вибрации в добыче нефти - М.: Недра, 1977.

23. Жигач К.Ф., Яров А.Н. Об оценке набухаемости глин // Известия ВУЗов, Нефть и газ, 1959, №10. С. 13-18.

24. Казакова Jl.В., Бородин М.П. Набухаемость горных пород при физико-химических методах увеличения нефтеотдачи // Вопросы методики изучения и освоения нефтяных залежей Пермского Прикамья в усложненных горногеологических условиях, М.: ИГиРГИ, 1986, С. 52-60.

25. Мельничук В.К., Марухин Н.И., Островский Ю.М. Оценка набухания глин в различных средах // Труды Научно-исследовательского и проектного института нефтяной промышленности, 1974, Вып. 14-15. С. 124-127.

26. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии // Казань, Таткнигоиздат, 1989, 136 с.

27. Мангазеев В.П., Городников В.А., Гавура А.В., Багаутдинов А.К. Основные особенности, проблемы и перспективы разработки низкопроницаемых коллекторов Томской области / Разработка нефтяных месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. Материалы совещания в г. Альметьевске, сентябрь 1995 г., 1996 С.131-136.

28. Цветкова М.А. Влияние минералогического состава песчаных пород на фильтрующие способности и нефтеотдачу // Труды Института нефти АН СССР, Вып. 3, 1954, С. 207-211.

29. Горюнов В.Д., Тесленко В.Н., Тимохин И.М. Исследования глин и новые рецептуры глинистых растворов - М.: Недра, 1975. - 272 с.

30. Грим Р.Е. Минералогия глин - М.: 1959. - 452 с.

31. Осипов В.И., Соколов В.Н., Румянцева Н.А. Микроструктура глинистых пород - М.: Недра, 1989. 211 с.

32. Соколов В.Н. Микромир глинистых пород // Соросовский Образовательный Журнал. 1996. № 3. С. 56-64.

33. Zhou, Z., Cameron, S., Kadatz, В., and Gunter, W.D. (1997): Clay swelling diagrams: their application in formation damage control, SPE 31123, SPE Journal, Vol. 2, 1997, pp. 99-106.

34. Эйриш М. В. О природе сорбциоиного состояния катионов и воды в монтмориллоните // Коллоидный журнал. - 1964. - Т. 26. - № 5. - С. 633-639.

35. Храмченков М. Г., Эйриш М. В. Комплексное изучение структурно-кристаллохимических особенностей и водоудерживающей способности монтмориллонитовых глин термодинамическая модель их набухания // В сб.: Структура и динамика молекулярных систем. - Йошкар-Ола, 1996. — Вып. 4. — С. 119-123.

36. Храмченков М. Г., Эйриш М. В., Корнильцев Ю. А. Изучение структурных изменений и термодинамическая модель фильтрационных свойств глинистых пород // Изв. РАН. Геоэкология. - 1996. - № 5. - С. 65-73.

37. Zhang, У., Xie, X., and Morrow, N.R. 2007. Waterflood performance by injection of brine with different salinity for reservoir cores. Paper SPE 109849 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, USA, 11-14 November, doi: 10.2118/109849-MS.

38. Гельфрих Ф. Иониты. Основы ионного обмена - М.: Изд-во «Иностранная литература». 1962. - 491 с.

39. Bailey S.W.(ed.). Hydrous Phyllosilicates. Mineralog. // Soc. of America. Review in Mineralogy. V.19. 1988. 698p.

40. Jacquin C. Etude des ecoulements et des eguilidres de fluides dans les sables argileux // These, Faculte des Sciences de FUniversite de Paris, 30 mars, 1965 58 P.

41. Wilcox R., Fisk J. Test show shale behavior, aid well planning // Oil and Gas J., 1983 12/K.V. 81 №37. Pp. 106-12.

42. Хавкин А.Я., Фаткуллин А.А., Кащавцев B.E. Особенности освоения низкопроницаемых глинистых коллекторов нефти в условиях шельфа Вьетнама // Нефтяное хозяйство, 1998 № 9-10. С. 21-24.

43. Уляшева Н.М., Ивенина И.В., Влияние ионной силы раствора на скорость увлажнения глинистых пород // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - № 4. - С. 28-30.

44. Осипов В.И. Кристаллохимические закономерности гидрофильности глинистых минералов // Связанная вода в дисперсных системах, М.: МГУ, 1980 Вып. 5 С. 177-197.

45. Кульчицкий Л.И., Усьяров О.Г. Физико-химические основы формирования свойств глинистых пород - М.: Недра, 1981. 178 с.

46. Грунтоведение / Под редакцией Е.М. Сергеева. М.: Изд-во МГУ, 1983.

389 с.

47. Кадет В.В., Максименко А.А. Принципы аналитического описания течения жидкости в решеточных моделях пористых сред. // Изв. РАН. МЖГ. 2000. №1. С. 79-83.

48. Hashemi R., Caothien S. Benefits of solids filtration evaluated // Oil and Gas J., 1986 №1. p. 109.

49. Хавкин А.Я., Балакин B.B., Табакаева Л.С. Экспериментальные исследования эффективности разглинизации призабойных зон скважин // Нефтепромысловое дело, НТС ВНИИОЭНГ, 1994 № 7-8. С. 7-8.

50. Frank О., Jones J.R. Influence of Chemical Composition of Water on Clay Blocking of Permeability// JPT. April 1964, Pp. 441-446.

51. Михайлов H.H. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. - М.: Недра, 1996. - с. 133.

52. Храмченков М.Г. Элементы физико-химической механики природных пористых сред // Казань: Издательство Казанского математического общества, 2003.- 178 с.

53. Sarkar А.К., Sharma М.М. Fines migration in Two-Phase Flow // Journal of Petroleum Technology, 42 (5), 1990, Pp. 646-652.

54. Яковлева A.A., Во Дай Ту. Влияние электролитов на устойчивость суспензий на основе глины Слюдянского месторождения // Вестник ИрГТУ. — 2010. - № 6(46). - С. 209 - 213.

55. Яковлева А.А., Во Дай Ту. Энергия взаимодействия частиц глинистых минералов в ряде месторождений Иркутской области // Труды семинара

«Физическая химия поверхностных явлений и адсорбция». — Иваново: Изд-во ИГХТУ, 2011. - С. 12-1 А.

56. Hughes R.V. The application of modern clay concept to oilfield development // Drilling and Production Practice. A. P. I., New-York.: - 1950. - P. 151-163.

57. Xuan X., Li D., Analysis of electrokinetic flow in microfluidic networks // J. Micromech. Microeng. -2004.-V.14. - pp. 290-298.

58. Rice, C.L. and Whithead R. // J. Phys. Chem. - 1965. - V. 69., № 11. - pp. 4017-4022.

59. Revil, F, Glower, P.W.J. Nature of surface electrical conductivity in natural sands, sandstones, and clays // J. Geoph. Res. Lett.- 1998.- V.5. -. № 5 - P.691-694.

60. Low P. F — Soil Sci. Soc. Amer., 1976, vol. 40, N 4, p. 500—505; 1979, vol. 43, №5, pp. 651-660.

61. Мирзаджанзаде A.X., Аметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта // М.-Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2005. 280 с.

62. Васин С.И., Филиппов А.Н. Разделение водных растворов электролитов на асимметричных мембранах, один из слоев которых заряжен // Коллоидный журнал 2012. Т. 74. № 1. С. 15 - 24.

63. Smith D., Pivonka P. Theoretical analysis of the influence of a diffuse double-layer on D'Arcy's law // IUTAM Proceedings on Physicochemical and Electromechanical Interactions in Porous Media. - 2005. - Pp. 289-298.

64. Бакланов И. В. Деформирование и разрушение природных массивов. — М.: Недра, 1988.-271 с.

65. Ступоченко В.Е. Научное обоснование методов интенсификации разработки глиносодержащих коллекторов и усовершенствованных полимерных технологий с целью повышения нефтеотдачи пласта // Диссертация на соискание ученой степени д.т.н., М., 2001.

66. Арье А.Г. Физические основы фильтрации подземных вод — М.: Недра, 1984. 101 с.

67. Дерягин Б. В., Чураев Н. В., Муллер В. М. Поверхностные силы. - М.: Наука, 1987.-398 с.

68. Чураев Н. В. Физикохимия процессов массопереноса в пористых телах — М.: Химия, 1990.-272 с.

69. Корюзлов А.С. Эффективная вязкость течения растворов электролитов в пористой среде. Теория и эксперимент // Диссертация на соискание ученой степени к.ф.-м.н., М.: 2009.

70. Васин С.И., Филиппов А.Н. Теория фильтрации растворов неэлектролитов через бипористую мембрану с учетом кинетики забивки пор // Коллоидный журнал. 2004. Т. 66. №3. С. 299 - 304.

71. Tang G. Q., Morrow N. R. Influence of brine composition and fines migration on crude oil/brine/rock interactions and oil recovery// Journal of Petroleum Science and Engineering. 1999. V. 24. pp. 99-111.

72. Robertson Eric P. Low-Salinity Waterflooding to improve oil recovery // SPE 109965, presented at SPE Annual Technical Conference, Anaheim, USA, 11-14 November 2007.

73. Omekeh A. Modeling of ion-exchange and solubility in LSW // SPE 154144, presented at SPE Improved oil recovery symposium in Tulsa, USA, 14-18 April 2012.

74. Fjelde I., Omekeh A., Secondary and tertiary LSW: Experiments and Modeling // SPE 164920, presented at EAGE Annual conference and exhibition, London, 10-13 June 2013.

75. Bernard J.J. Effect of floodwater salinity on recovery oil from cores containing clays. Prod. Monthly, 1968, June, pp. 2-5.

76. Hamouda A.A., Valderhaug O.M., Munaev R. Possible mechanism for oil recovery from chalk and sandstone rocks by LSW // SPE 169885-MS, presented at SPE Improved oil recovery symposium in Tulsa, USA, 12-16 April 2014.

77. Winoto, Loahardjo N., Morrow N.R. Assessment of oil recovery by LSW from laboratory tests // SPE 169886-MS, presented at SPE Improved oil recovery symposium in Tulsa, USA, 12-16 April 2014.

78. Lager A., Webb K.J., Black C.J.J., Singleton M., Sorbie K.S. Low salinity recovery - an experimental investigation // Petrophysics. 2008. V. 49. P. 28-35.

79. Ступоченко B.E. Влияние глинистости коллектора на полноту вытеснения нефти водой // Геолого-физические аспекты обоснования коэффициента нефтеотдачи. М.: ВНИГНИ, 1981 Вып. 228 С. 59-79.

80. Atkins E.R. Method for increasing the recovery of oil from water-sensitive formations // Pat. USA 3428127 filling date 28/12/1966. Issue 969.

81. Tang G. Q., Morrow N. R. Injection of dilute brine and crude oil/brine/rock interactions, Geophisical Monograph 129. 2002. pp. 171-179.

83. Кадет В.В., Корюзлов А.С. Эффективная вязкость минерализованной воды при течении в пористой среде. Теория и эксперимент // Теоретические основы химических технологий. 2008. № 5. С. 703-708.

84. Чагиров П.С., Кадет В.В. Новый метод определения границ применимости закона Дарси // Вестник ННГУ им. Н.И. Лобачевского. 2011. № 4 (3), С. 1243-1244.

85. Walton Н. F. Ion exchange equilibria, Ion Exchange Theory and Practice // N. Y.: Academic. 1949.

86. Manov G. G., Bates R. G., Hamer W. J., Acree S. F. // Journal of American Chemical Society. 1943. V. 65. 1765 p.

87. Salstrom E. J., Hildebrand J. H. // Journal of American Chemical Society. 1930. V. 52. 4650 p.

88. Robinson R. A., Stokes R. H. Electrolyte Solutions / Robinson R. A., Stokes R. H. N. Y.: Academic. 1959. P. 84.

89. Garrels R. M., Christ C. L. Solutions, minerals and equilibration // American Journal of Science. 1956. V.254. P. 372.

90. Балданов M.M., Балданова Д.М., Жигжитова С.Б., Танганов Б.Б. К проблеме радиусов гидратированных ионов // ДАН ВШ России. 2006. Вып. 2. С. 32-34.

91. Лукина B.C. Взаимосвязь микроструктурных, диффузионных и осмотических параметров глинистых грунтов // Диссертация на соискание ученой степени к.г.-м.н., М., 2007.

92. Еремин В.В., Каргов С.И. Основы физической химии. Теория и задачи -М.: Изд-во «Экзамен», 2005, 479 с.

93. Синайский Э. Г. Гидродинамика физико-химических процессов - М.: Недра, 1997.-339 с.

94. Савиновская B.C. Оценка диффузионных параметров глинистых грунтов города Москвы // Материалы международной конф. студентов и аспирантов по фундаментальным наукам «Ломоносов». М., МГУ, 2001, вып. 6, с. 126.

95. Zhou, Z., Cameron, S., Kadatz, В., and Gunter, W.D. (1997): Clay swelling diagrams: their application in formation damage control, SPE 31123, SPE Journal, Vol. 2, 1997, pp. 99-106.

96. Brindley G.W. X-ray identification and structure of clay minerals // The Mineralogical Society, London 1951, pp. 49-115.

97. Уляшева H.M., Ивенина И.В. К вопросу увлажнения глинистых пород в водных растворах электролитов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. № 4. С. 24-27.

98. Стромберг А. Г., Семченко Д. П. Физическая химия - М.: Высшая школа, 1999. - 527 с.

99. Debye P., Huckel Е. Zur Theorie der Elektrolyte II Physik. // Z. 24, 1923, s.

305.

100. Соколов B.H. Микромир глинистых пород // Соросовский Образовательный Журнал. 1996. № 3. С. 56-64.

101. Корюзлов П.С. Электрогидродинамика течения растворов электролитов в тонких щелях при стационарном и переменном внешнем электрическом поле // Диссертация на соискание ученой степени к.т.н., М.: 2009.

102. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы. - М.: Химия, 1988, 464 с.

103. Селяков В.И., Кадет B.B. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах // М.: 1-й ТОПМАШ, 2006, 247с.

104. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М., Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993. 408 с.

105. Макеева Т.Г. Методические новации для уменьшения погрешности определения плотности твердой фазы дисперсных грунтов стандартным методом // Естественные и технические науки, 2009. № 5 С. 231-243.

106. Румынина В. Г., Оценка влияния атомно-промышленного комплекса на подземные воды и смежные природные объекты - С.Пб.: Изд-во С.-Петербургского университета 2003. с. 85-90.

107. Кадет В.В., Методы теории перколяции в подземной гидромеханике. М.: Изд-во ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. - 96 с.

108. Шестаков В.М. Динамика подземных вод. М.: Изд-во МГУ, 1973, 328 с.

109. Гавич И.К. Гидро-геодинамика - М: Недра. 1988. 352 с.

110. Бондаренко Н.Ф. Физика движения подземных вод. Л.: Гидрометеоиздат, 1973. 215 с.

111. Березкина Г.М. К вопросу изменения водопроницаемости связанных грунтов от градиента напора // Вестн. МГУ. Сер. IV. Геол., 1965. № 1. С. 41-52.

112. Скворцов Н.П. Экспериментальные исследования процесса фильтрации в глинах // М.: Изд-во АН СССР, 1979. С. 25-31.

113. Демин Н.В., Кисяков Ю.П., Морозова В.Т. О зависимости проницаемости среды от градиента давления // Нефтяное хозяйство. 1966. № 12. С. 25-33.

114. Кадет В.В., Корюзлов П.С. Электроосмотическое течение в тонких щелях. Теория и эксперимент // ПМТФ. 2009. №5. С. 90-94.

115. Хавкин А.Я., Хайдина М.П., Никифоров И.Л. Расчеты влияния структуры порового пространства на относительные фазовые проницаемости и нефтеотдачу // Нефтяная и газовая промышленность, 1995, 1, С.53-56.

116. Хавкин А .Я. Наноявления и нанотехнологии в добыче нефти и газа // М.-Ижевск, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2010, 692 с.

117. Хавкин А.Я. Результаты математического моделирования процесса вытеснения нефти водой из глиносодержащих пластов // Вопросы изучения нефтегазоносности недр, ИГиРГИ, М., 1981, С. 99-104.

118. Голубев B.C. Динамика геохимических процессов. - М.: Недра, 1981. -

208 с.

119. Усачев Е.А., Трошева Т.В., Присяжнюк A.A., Поторочин А.О. Перспективы применения современных реагентов для повышения качества первичного вскрытия пласта на месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство, 2013, №5, С. 60-62.

120. Кадет В.В. Перколяционный анализ гидродинамических и электрокинетических процессов в пористых средах: Монография. - М.: ИНФРА-М, 2013.-256 с.

121. Павловский H.H. Теория движения грунтовых вод под гидротехническими сооружениями и ее основные приложения. Собр. соч. М.; Л.: Изд-во АН СССР, 1956. Т. 2. С. 3-352.

122. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001, 736 с.

123. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов - М.: Недра, 1977. 287 с.

124. Абдулвагабов А.И. О законе движения жидкостей и газов в пористой среде // М.: Изв. вузов. Нефть и газ, 1961. № 4 С. 10.

125. Кадет В.В., Шапиро A.A. Определение инерционных и вязкостных потерь при нелинейной фильтрации жидкости в пористой среде // Фильтрации неоднородных систем. М.: ВНИИГАЗ, 1988. С. 20-26.