книги / 731

Анализ свойств граничных слоев нефти после заводнения пластов

ние толщины граничного слоя при вариации температуры наблюдается только в кварцевых песчаниках, насыщенных маловязкой нефтью с низким содержанием парафина (см. рис. 4, а).

Если же на поверхности имеется «толстый» экранирующий слой воды, процесс структурирования нефти в породе усложняется и сопровождается появлением немонотонных зависимостей и локальных температурных оптимумов по толщине слоя, зависящих как от типа пород, так и содержания парафина в нефти (см. рис. 4, б, в).

Рис.4. Зависимость толщины слоя связанной нефти от температуры, типа пород и содержания парафина: а – кварцевые песчаники: 1 – 394 мД; 2 – 297 мД; 3 – 116 мД; нефть м-я Логовское, скв. 141, Сп = 4,41 % б – кварцевые песчаники: 1 – 1299 мД; 2 – 216,9 мД; 3 – 43,6 мД; нефть м-я Харьягинское, скв. 504, Сп = 18,84 %; в – полимиктовые песчаники с проницаемостью: 1 – 1359,6 мД; 2 – 219,9 мД; 3 – 33,1 мД;

нефть м-я Харьягинское, скв. 504, Сп = 18,84 %

91

Анализ свойств граничных слоев нефти после заводнения пластов

По результатам проведенных исследований можно сделать следующие основные выводы:

–толщина граничных связанных слоев нефти в пласте изменяется

вшироком диапазоне от 0,01 до 1,3 мкм при наличии подстилающей пленки воды и до 2 мкм в случае «сухого» контакта нефти с породой;

–с ростом проницаемости коллекторов граничный связанный слой нефти монотонно увеличивается по степенному закону;

–толщина связанного слоя нефти непосредственно зависит от коэффициента остаточной водонасыщенности коллектора и капиллярного давления в поровых каналах фильтрации, рост которых приводит к нелинейному снижению толщины слоя;

–на формирование граничного слоя влияет содержание парафина и асфальто-смолистых веществ в нефти, увеличение которых приводит к монотонному росту толщины связанного слоя;

–предельное изменение гидрофобных свойств поверхности поровых каналов при переходе от глинистых песчаников к битуминозным песчаникам приводит к росту толщины связанного слоя нефти

в3,5–5 раз;

–вязкость граничного слоя нефти изменяется от 26 до 120 мПа·с и нелинейным образом зависит от толщины слоя: в диапазоне размеров от 0,1 до 0,25 мкм вязкость имеет минимум, отражающий различную природу образования «толстых» и «тонких» слоев связанной нефти;

–высокотемпературная обработка (100оС) водонефтенасыщенной породы приводит к снижению граничного слоя нефти в 1,6–3 раз, при этом эффективность процесса зависит от исходной текущей толщины слоя связанной нефти.

Библиографический список

1.Злобин А.А., Юшков И.Р. Исследование импульсным методом ЯМР тонких гетеропленок на поверхности поровых каналов породколлекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2007. – №10. – С. 64–67.

2.Злобин А.А., Юшков И.Р. Анализ вязкости остаточной нефти

взаводненных пластах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. –2010. – №12. – С. 46–51.

References

1. Zlobin A.A., Yushkov I.R. Issledovanie impulsnym metodom NMR tonkih geteroplenok na poverhnosti porovyh kanalov porod-kollektorov //.

93

Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. № 2

УДК 622.276.6

С.Ю. Борхович, Д.К. Холмогорова, Е.А. Васильева, А.С. Яцковская

Удмуртский государственный университет, Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, Ижевск, Россия

ТЕРМОПОЛИМЕРНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЯЗКИХ И ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

На примере Мишкинского нефтяного месторождения Удмуртии показаны высокая технологическая и экономическая эффективность технологии термополимерного воздействия по сравнению с разработкой на естественном режиме и с применением разных модификаций заводнения.

Ключевые слова: нефть, полиакриламид, термополимер, разработка, Мишкинское месторождение.

S.Y. Borhovich, D.K. Kholmogorova,

E.A. Vasiljeva, A.S. Yatskovskaya

M.S. Guceriev Institute of Oil and Gas Udmurt State University,

Izhevsk, Russia

TERMOPOLYMERIC TECHNIQUES OF DEVELOPMENT

OF COMPLEX STRUCTURE FIELDS WITH VISCOUS AND

HIGH-VISCOSITY OIL IN CARBON-BEARING RESERVOIRS

We show high technologic and economic efficiency of technique of exposure to termopolimers comparing with development with natural drive and with various water flood on example of Mishkinskoe field.

Keywords: Oil, polyacrylamide, termopolymeric compound, development, Mishkinskoe field

Последние десятилетия развития нефтяной промышленности России характеризуются ухудшением структуры запасов нефти. Запасы нефти, приуроченные к карбонатным коллекторам с содержанием

вних вязкой и высоковязкой нефти, к настоящему времени составляют

вмире более 30 % от всех разведанных запасов. В России запасы нефти в таких коллекторах составляют более 50 %, а в Удмуртии – 70 %.

95

Термополимерные технологииразработкисложнопостроенных месторождений нефтей

Рис. 1. Схема расположения участков (действующих и планируемых) по термополимерному воздействию на Мишкинском месторождении

Общая толщина залежи нефти в турнейском ярусе составляет 36 м. Проницаемость коллектора – 0,235 мкм2, пористость – 16,0 %, начальная нефтенасыщенность – 88,0 %. Нефть тяжелая и высоковязкая, содержание парафина в нефти – 6 %, смол и асфальтенов – 20−25 %.

Давление составляет 9,7 МПа, газовый фактор – 7 м3/т, в пластовых условиях средняя плотность нефти равна 910 кг/м3, начальные геологические запасы – 3,6. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,39, глубина залегания пласта – 1500 м.

На основе анализа разработки Мишкинского нефтяного месторождения и научных исследований создан и внедрен новый высокоэффективный комбинированный метод термополимерного воздействия (ТПВ) на залежи высоковязкой нефти с трещиновато-поровым коллектором (рис. 2, 3).

Промышленное внедрение этого метода проводится с 1976 г. на черепетском горизонте Мишкинского нефтяного месторождения Удмуртии.

Механизм нефтеизвлечения при термополимерном воздействии:

– агент воздействия – полиакриламид японского производства типа PDA-1012 и PDA-1020; вязкость водного раствора полиакриламида в поверхностных условиях разогретого до 90–95 °C (при температуре 100 °C наступает деструкция полимерного раствора) составляет 1,5– 2,0 мПа·с; вязкость водного раствора полиакриламида при остывании (пластовая температура 32 °C) составляет 10–15 мПа·с;

97

Термополимерные технологииразработкисложнопостроенных месторождений нефтей

Критерии применимости метода термополимерного воздействия можно объединить в две группы.

Геолого-физические критерии:

– величина вязкости нефти в пластовых условиях (30 мПа·с

иболее);

–применимость термополимерного воздействия существенно зависит от проницаемости матрицы (блоков) трещиновато-порового коллектора: при проницаемости менее 3·10–2 мкм2 метод малоэффективен ввиду низких скоростей капиллярной пропитки блоков;

–наиболее приемлем метод для трещиновато-поровых систем;

–пластовая температура не более 95 °C;

–отсутствует подошвенная вода;

–ТПВ применим как при рядной системе расстановки скважин (внутриконтурное заводнение), так и при площадной системе;

–наилучшие результаты могут быть достигнуты, когда метод применяется с начала разработки залежи.

Технологические критерии:

1) обязательным технологическим условием успешности процесса ТПВ является обеспечение непрерывности закачки горячего полимерного раствора в расчетных объемах, а также соблюдение температурного режима;

2) полимеры для ТПВ должны сохранять свои свойства по реологии до температуры 95–100 °C;

3) раствор полимера, поступающий в пласт, не должен содержать твердых или гелеобразных частиц;

4) полимерный раствор не должен подвергаться при закачке механической деструкции, с этой целью необходимо использовать только поршневые насосы;

5) потери тепла при прохождении полимерного раствора от нагревательной печи до забоя скважины должны быть минимальными.

При проектировании технологии термополимерного воздействия существует ряд условий:

–при его применении не требуется нестандартное или специальное оборудование;

–для приготовления водных растворов полимеров используются блочные установки типа УДПП-1.5;

–для подогрева водного раствора полимера применяются печи типа ПБ-60/160;

99