Классификация нефтяных залежей и нормы качества сточных вод

Классификационные признаки			Группы нефтяных залежей	Нормы качества по содержанию, мг/дм3
Тип коллекторов	Проницаемость поровой среды матрицы породы kп, мкм2	Коэффициент относительной трещиноватости, k		Механических примесей при 378,15 К	Нефти
ПТК ТПК	до 0,35 включительно св.0,35 до 0,6 включительно св. 0,6	от 6,5до 2 включительно менее 2 от 35 до 3,5 включительно менее 3,5	1 2 3 4	до 15 до 30 до 40 до 50	до 15 до 30 до 40 до 50

Для трещинно-поровых коллекторов третья группа характеризуется проницаемостью поровой среды до 0,6 мкм² включительно и коэффициентом относительной трещиноватости от 35 до 3,5 включительно, четвёртая группа – проницаемостью свыше 0,6 мкм² и коэффициентом относительной трещиноватости менее 3,5.

Результаты данной классификации сведены в табл. 1.

2.3. Разработка и обоснование норм качества сточных вод

Лабораторные исследования кольматации порово-трещинных и трещинно-поровых коллекторов приведены на элементарной модели пласта и стенде, разработанных для этих целей. Промысловые исследования выполнены на нефтяных месторождениях Самарской области.

Исследования на модели показали, что при кольматации проводящих каналов порово-трещинных коллекторов в процессе закачки нефильтрованных сточных вод в начальный период превалирует заполнение трещин и крупных пор, после чего на фильтрационной поверхности образуется намывной слой из частиц механических примесей (см. рис.3) В результате этого проницаемость модели интенсивно снижается практически до нуля. Аналогично, приёмистость нагнетательных скважин, пробуренных на порово-трещинный коллектор, уменьшается за 1-2 месяца до нерентабельного уровня.

Исследования процесса кольматации полупрозрачной элементарной модели трещинно-порового коллектора выполнялись методами гидродинамических исследований и прямого фотографирования.

Результаты гидродинамических исследований модели с проницаемой стенкой трещины в графической форме приведены на рис. 4. На рис. 4 показано изменение безразмерной проницаемости горизонтальной трещины К_тр (1), порового блока К_бл (2) и закольматированного слоя порового блока К_сл (3) в зависимости от массы сернистого железа M_ос (имеющего влажность в объёмных долях 95%), профильтрованного через модель. Проницаемость трещины интенсивно снизилась на 50% после прохождения через модель всего 0,006 кг осадка. К концу опыта этот параметр снизился более чем на 90% после прохождения 0,07 кг осадка. Более интенсивно снижалась проницаемость порового блока и закольматированного слоя порового блока.

Результаты исследования модели, ориентированной в горизонтальном (1), наклонном под углами 29º (2), 45º (3), 64º (4) и в вертикальном (5) положениях приведены на рис. 4. Кривые показывают, что снижение проницаемости различным образом ориентированной трещины на 50% произошло после прохождения через модель разных количеств осадка сернистого железа. Полученные данные указывают на то, что в реальных трещинно-поровых коллекторах, в которых основное количество трещин имеет раскрытие около 200 мкм, наилучшие условия для транспортировки мехпримесей создаются при угле наклона трещины близком к 45º. Исследования показали, что проницаемость модели не затухает, так как большая часть частиц мехпримесей

Рис. 3

выносится из модели. Исследованиями на модели подтверждено, что в отдельных участках пласта проводящие каналы заполняются осадком до определённого объёма и формируются новые фильтрационные каналы (рис. 5), по мере сужения которых скорость потока воды возрастает и достигает критической величины. При этой скорости в данном месте трещины формирование фильтрационных каналов завершается, а фронт кольматации продвигается дальше в направлении потока закачиваемой воды.

Рис. 4

Промысловые гидродинамические исследования 9-и контрольных водонагнетательных скважин, пробуренных на карбонатные и терригенные породы, шести нефтяных залежей на 4-х месторождениях Самарской области (рис. 6), показали, что кольматация системы проводящих каналов трещинно-поровых коллекторов (сообщающихся трещин, каверн, различных полостей и крупных пор) динамична и носит характер перемещающегося фронта.

Исследование перемещения фронта кольматации было выполнено на Кулешовском месторождении Самарской области, где в 1974 году для ППД использовалась сточная вода, содержащая в среднем 100 мг/дм³ мехпримесей и 140 мг/дм³ нефти. До сначала исследований было определено, что среднее фоновое содержание сернистого железа в добываемой нефти составляет 15мг/дм³.

Отбор проб продукции по группе нефтедобывающих скважин этого месторождения в июне 1978 года показал, что в нефтяной части проб содержится повышенное количество сернистого железа (рис. 7).

При этом установлено, что скорость перемещения фронта кольматации трещинно-поровых коллекторов зависит от ёмкости системы проводящих каналов на пути движения жидкости, а также от обводнённости добываемой продукции и может достигать 400-500 м/год. Вынос механических примесей из пласта с добываемой жидкостью ухудшает процессы добычи, сбора и подготовки нефти, подготовки и утилизации сточной воды. В связи с этим верхний предел содержания загрязнений в закачиваемых сточных водах следует ограничить.

Экспериментальные и промысловые исследования показали значимость различий в кольматации систем проводящих каналов выделенных типов коллекторов, что было учтено при обосновании норм качества сточных вод для внутриконтурного заводнения нефтяных залежей.

Анализом технико-эксплуатационных показателей 30-и систем поддержания пластового давления (за период от 6 до 20 лет) для каждой группы коллекторов обоснованы нормы качества сточной воды по содержанию мехпримесей и нефти в соответствии с усовершенствованной классификацией ВНИГРИ (см. табл. 1). Частицы механических примесей в сточных водах полидисперсны, однако, учитывая, что предпочтительное раскрытие основного количества микротрещин в пластах достигает 100-150 мкм, основное количество частиц (70-80% в массовых долях) должно иметь дисперсность в пределах до 20 мкм (см. табл. 3).

Установленные для выделенных групп коллекторов (аналогов) нормы используются при последующем прогнозном определении норм качества сточных вод для заводнения новых нефтяных залежей.

Условия применения норм качества сточных вод регламентированы безразмерным параметром нагнетания П_н, показывающим отношение давления нагнетания на забое водонагнетательной скважины к вертикальному горному давлению в её призабойной зоне. По рассмотренным нефтяным залежам П_н изменяется в пределах от 0,6 до 0,8. Этот предел принят в качестве граничных условий применения прогнозных норм качества воды.

Рис. 5

Динамика потерь давления в окрестности контрольных

водонагнетательных скважин

Рис. 6

Динамика концентрации сульфида железа,

добываемого попутно с нефтью из продуктивных

пластов Кулешовского месторождения

Рис. 7

Таблица 2

Вероятности принадлежности исследуемой нефтяной залежи

к типу ПТК или ТПК по косвенным поисковым признакам

Наименование косвенных поисковых признаков и интервалы группирования числовых значений	Р(ПТК/Х)	Р(ТПК/Х)
Содержание в нефтях серы, в массовых долях % от 0 до 0,3 вкл. св. 0,3 до 0,6 вкл. св. 0,6 до 0,9 вкл. св. 0,9 до 1,2 вкл. св. 1,2 до 1,5 вкл. св. 1,5 до 1,8 вкл. св. 1,8 до 2,1 вкл. св. 2,1 до 2,4 вкл. св. 2,4 до 2,7 вкл. св. 2,7 до 3,0 вкл. св. 3,0 до 3,3 вкл. св. 3,3 до 3,6 вкл. св. 3,6 до 3,9 вкл.	Р(ПТК/S) 0,97 0,96 0,94 0,90 0,79 0,59 0,31 0,10 0,03 0,01 0 0 0	Р(ТПК/S) 0,03 0,04 0,06 0,10 0,21 0,41 0,69 0,90 0,97 0,99 1 1 1
Содержание в нефтях силикагелевых смол в массовых долях % от 0 до 4 вкл. св. 4 до 8 вкл. св. 8 до 2 вкл. св. 12 до 16 вкл. св. 16 до 20 вкл. св. 20 до 24 вкл. св. 24 до 28 вкл. св. 28 до 32 вкл.	Р(ПТК/с.с.) 0,78 0,80 0,65 0,26 0,03 0 0 0	Р(ТПК/с.с.) 0,22 0,20 0,35 0,74 0,97 1 1 1

Продолжение таблицы 2

Наименование косвенных поисковых признаков и интервалы группирования числовых значений	Р(ПТК/Х)	Р(ТПК/Х)
Вязкость нефти при давлении насыщения, Н∙с/м2 от 0 до 1∙10-3 вкл. св. 1∙10-3 до 2∙10-3 вкл. св. 2∙10-3 до 3∙10-3 вкл. св. 3∙10-3 до 4∙10-3 вкл. св. 4∙10-3 до 5∙10-3 вкл. св. 5∙10-3 до 6∙10-3 вкл. св. 6∙10-3 до 7∙10-3 вкл. св. 7∙10-3 до 8∙10-3 вкл. св. 8∙10-3 до 9∙10-3 вкл. св. 9∙10-3 до 10∙10-3 вкл. св. 10∙10-3 до 11∙10-3 вкл. св. 11∙10-3 до 12∙10-3 вкл.	Р(ПТК/µн) 0,70 0,69 0,67 0,63 0,55 0.51 0,33 0,22 0,13 0,06 0,03 0,01	Р(ТПК/µн) 0,30 0,31 0,33 0,37 0,45 0,49 0,67 0,78 0,87 0,94 0,97 0,99

Окончание таблицы 2

Наименование косвенных поисковых признаков и интервалы группирования числовых значений	Р(ПТК/Х)	Р(ТПК/Х)
Плотность нефтей в пластовых условиях, кг/м3 от 660 до 690 вкл. св. 690 до 720 вкл. св. 720 до 750 вкл. св. 750 до 780 вкл. св. 780 до 810 вкл. св. 810 до 840 вкл. св. 840 до 870 вкл. св. 870 до 900 вкл. св. 900 до 930 вкл.	Р(ПТК/ρн) 1 1 0,999 0,97 0,74 0,29 0,10 0,06 0,05	Р(ТПК/ρн) 0 0 0,001 0,03 0,26 0,71 0,90 0,94 0,95
Пористость коллекторов в объёмных долях % от 8 до 10 вкл. св.10 до 12 вкл. св.12 до 14 вкл. св.14 до 16 вкл. св.16 до 18 вкл. св.18 до 20 вкл. св.20 до 22 вкл. св.22 до 24 вкл. св.24 до 26 вкл.	Р(ПТК/m) 0,01 0,05 0,20 0,42 0,60 0,69 0,69 0,62 0,44	Р(ТПК/m) 0,99 0,95 0,80 0,58 0,40 0,31 0,31 0,38 0,56

Таблица 3