Способ разработки высокообводненной нефтяной залежи Российский патент 2024 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам заводнения пластов при разработке нефтяных залежей путем закачки воды в продуктивный нефтяной пласт через нагнетательные скважины.

Известно, что наиболее полный отмыв нефти в высокообводненных нефтяных пластах зависит от геолого-физических свойств пород и насыщающих их флюидов, а также от условий разработки нефтяной залежи (градиентов давлений, свойств нагнетаемой воды).

Заметное влияние на степень отмыва нефти и процесс вытеснения нефти водой оказывает явление затухания фильтрации со временем, свойственное большинству естественных пластов и обуславливающее монотонный рост обводненности (естественный процесс обводнения), не связанное с изменением режимов работы скважин.

Кроме того, существенное влияние на процесс затухания фильтрации могут оказывать и другие факторы, обуславливающие отклонение скорости фильтрации от закона Дарси. В теории и практике нефтедобычи достаточно хорошо известны экспериментально наблюдаемые случаи отклонения скорости фильтрации жидкости через пористые среды от линейного закона фильтрации, связанные с неньютоновскими свойствами нефтей, с наличием взвешенных частиц, с изменением конфигурации пространственных структур кристаллизационного и коагуляционно-кристаллизационного типов, с разрушением аномального слоя нефти на поверхности породы, диспергированием и коалесценцией нефти в поровом пространстве, с влиянием конфигурации и свойств порового пространства, с наличием граничного слоя на поверхности раздела фаз, с осмотическим скольжением и концентрационным отравлением, трещиноватостью, изменением коллекторских свойств под действием давления, особенностью фильтрации нефти через сужения поровых каналов, а также с электрокинетическим торможением фильтрации. Все перечисленные факторы, как раздельно, так и в совокупности, влияют на процесс затухания фильтрации, кажущееся изменение вязкости жидкости и, как следствие, на полноту отмыва остаточной нефти.

На завершающих стадиях разработки, когда пласт промыт, обводненность близка или превышает 90%, процессы с участием рассмотренных факторов, влияющих на затухание фильтрации, практически завершены или имеют неизменные параметры, существенно возрастает роль условий разработки нефтяной залежи, связанных, прежде всего, с созданием повышенных градиентов давлений, способствующих увеличению скоростей фильтрации и темпов отбора жидкости. Технологией, основанной на повышении градиентов давления, увеличения скоростей фильтрации и темпов отбора жидкости, является технология форсированного отбора жидкости (ФОЖ). Принято считать, что максимальный дебит скважины за фонтанный период Q_max характеризует потенциальные возможности скважины. Таким образом, под форсированным отбором жидкости понимается увеличение отборов жидкости выше максимального дебита за фонтанный период из скважин, обводненных на 50% и выше. Увеличение отборов жидкости из менее обводненных скважин или до значения, не превышающего Q_max, относят к методам интенсификации добычи нефти [1 Казаков А.А. Форсированный отбор жидкости / А.А. Казаков. - М.: Недра, 2020. - 332 с.].

Высокие темпы отбора жидкости, несмотря на большие объемы попутно добываемой воды, ведут к получению дополнительной добычи нефти и прибыли. Современные математические и физические модели процессов нефтеотдачи, свидетельствуют о положительном влиянии высоких скоростей фильтрации на текущую и, в некоторых случаях, на конечную нефтеотдачу пластов.

Наряду с этим, известна и отрицательная роль высоких пластовых давлений. Например, при повышенных давлениях происходит выпадение труднорастворимых соединений из пластовых вод нефтяных месторождений. Так по данным работы [2 Ибрагимов Л.Х., Василихин Н.И. Выпадение труднорастворимых соединений из пластовых вод нефтяных месторождений / Л.Х. Ибрагимов, Н.И. Василихин // Нефтепромысловое дело. - 1982. - №12. - С. 15-18] при повышении давления до 30 МПа миграция карбоната и сульфата кальция увеличивается в несколько раз по сравнению с атмосферным давлением. Кроме того, основным условием успешности метода ФОЖ является непременная компенсация отбора жидкости закачкой воды, что приводит к существенному увеличению объемов нагнетаемой воды. Наиболее значимым недостатком метода форсированного отбора жидкости является неэффективность известных методов повышения нефтеотдачи после его применения на поздних стадиях разработки.

Таким образом, последствия применения высоких темпов отбора жидкости выражаются в ухудшении свойств пластовой нефти и воды, состояния пласта, призабойной зоны пласта и работы добывающих скважин.

Известно также, и другие методы, изменяющие условия разработки нефтяной залежи и способствующие наиболее полному отмыву нефти в высокообводненных нефтяных пластах, основанные на изменении свойств нагнетаемой в пласт воды и, прежде всего, ее минерализации. Подтверждением данному утверждению является тот факт, что с ростом минерализации воды уменьшается растворимость газов в воде. Это снижает темп изменения параметров пластовой нефти при контактировании с минерализованной водой. В работе [3 Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана / И.И. Абызбаев, А.Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторов, Е.В. Лозин. - Уфа.: «Китап», 1994. -178 с.] проведено детальное исследование процессов вытеснения нефти из слабопроницаемых песчаных и карбонатных коллекторов ряда месторождений Башкортостана с использованием пресных, сточных и минерализованных вод. Сделан вывод, что эффективное вытеснение нефти из слабопроницаемых коллекторов происходит при применении пластовой минерализованной воды.

В других работах, например [4 Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья / Р.Г. Галеев. - М.: КУбК-а, 1997. - 352 с., с. 146; с. 191; с. 197] установлено, что для освоения слабопроницаемых коллекторов целесообразно применять закачку воды высокой минерализации, сточной воды с минерализацией 60-100 г/л или облагороженной воды. Там же утверждается, что для выработки слабопроницаемых и глинистых коллекторов следует закачивать пластовую воду высокой минерализации 200-250 г/л, сточную с минерализацией 60-100 г/л или облагороженную воду. Оказалось, что относительная фазовая проницаемость при насыщенности коллектора сточной водой до 20 % в 2,6 раза, а при 50 % - в 5 раз выше относительной фазовой проницаемости при использовании пресной воды. Делается заключение, что необходимо закачивать в пласты минерализованную воду, совместимую с пластовой водой самой залежи. Таким образом, вопрос минерализации нагнетаемой воды в пласт на сегодняшний день является спорным и окончательного решения не имеет.

Известными являются, также, результаты широкомасштабного промыслового эксперимента по закачке низкоминерализованной воды на поздних стадиях эксплуатации нефтяных месторождений. Эффективность работ, проведенных на пилотном участке месторождения Endicott считается доказанной. В результате эксперимента было извлечено дополнительно 10 % нефти от заводненного порового объема пласта, что доказывает эффективность процесса заводнения низкоминерализованной водой (рисунок 1) [5 Seccombe J., Lager A., Jerauld G., Jhaveri B., Buikema T., Bassler S., Denis J., Webb K., Cockin A., Fueg E., Paskvan F., Demonstration of low-salinity EOR at interwell scale, Endicott Field, Alaska, PE 129692-MS, 2010].

Известен способ разработки нефтяной залежи, отличающийся тем, что в пласт через нагнетательные скважины периодически закачивают минерализованную и пресную воду, при этом состав и концентрацию солей закачиваемой минерализованной воды оставляют на уровне пластовой, а цикл закачки вод различной минерализации многократно повторяют (патент РФ №2547868, опубл. 10.04.2015), выбран в качестве прототипа.

Существенным недостатком данного и вышеописанного способов является то, что при его реализации не учитывается влияние изменений агрегативной устойчивости водонефтяной смеси в зависимости от эмульсионной способности нефти и минерализации закачиваемой воды на процессы фильтрации в связи с возникновением больших капиллярных барьеров. Кроме того, не учитываются также процессы торможения фильтрации воды, как фазы с различной минерализацией, способствующие изменению водонасыщенности пласта.

Механизм увеличения нефтеизвлечения на поздней стадии разработки высокообводненных нефтяных залежей при закачке низкоминерализованной воды до сих пор является дискуссионным. Эффективность процесса считается доказанной, но механизм процесса до настоящего времени не объяснен.

По мнению специалистов компании BP, одним из механизмов десорбции нефти из пород, смачиваемых водой, является извлечение ее компонентов, адсорбированных на глинистых минералах. Ионы диссоциированных молекул воды Са²⁺ и Mg²⁺ взаимодействуют с полярными компонентами нефти и карбоксильными группами COO-. Закачка низкоминерализованной воды снижает адсорбцию нефтяных компонентов за счет низкой концентрацией Са²⁺ на границе раздела нефть-порода и скорость фильтрации воды.

Представленный механизм извлечения нефти не дает однозначного ответа на некоторые вопросы, например, не ясны причины повышения и механизм увеличения водонасыщенности при низкой минерализации воды, а также вопрос о состоянии нефтяной фазы (остаточной нефти) при увеличении водонасыщенности.

Если предположить, что увеличение водонасыщенности при нагнетании низкоминерализованной воды в пласт происходит при торможении скорости фильтрации воды и связано с влиянием микрокомпонентного состава породы и также предположить, что механизм торможения фильтрации имеет электромагнитный компенсационный характер, тогда при закачке высокоминерализованной воды достигается высокая степень компенсации магнитных моментов химических соединений, кристаллизующихся или адсорбирующихся на внутрипоровой поверхности породы из поровых растворов при природном обводнении пласта, магнитными моментами диссоциированных в воде солей. Устанавливается высокая скорость фильтрации. При закачке низкоминерализованной воды, когда концентрация диссоциированных солей в воде невысокая устанавливается низкий уровень компенсации магнитных моментов химических соединений на поровой поверхности породы. Нескомпенсированные магнитные моменты породы, стремясь скомпенсироваться, снижают скорость фильтрации воды.

Таким образом, механизм торможения фильтрации в высокообводненном пласте заключается в снижении скорости фильтрации в зависимости от полноты компенсации магнитных моментов минералов и соединений, кристаллизующихся или адсорбирующихся на поверхности пор из поровых растворов при природном обводнении нефтяной залежи, магнитными моментами диссоциированных молекул солей в закачиваемой воде.

Применение данного механизма процесса торможения фильтрующейся жидкости через пористые среды позволяет дать однозначные ответы на вопросы о причинах повышения и механизме увеличения водонасыщенности при низкой минерализации воды. При снижении минерализации закачиваемой воды количество нескомпенсированных магнитных моментов химических соединений на поверхности поры повышается, что отражается на увеличении торможения фильтрации воды, уменьшении водопроницаемости породы (на фиг. 2, 3).

Очевидно, что следствием увеличения торможения фильтрации воды и уменьшения водопроницаемости породы, является повышение водонасыщенности породы и увеличение фазовой проницаемости для нефти. [6 Мирсаетов, О.М. Влияние микрокомпонентного состава породы и свойств нагнетаемой воды на фильтрационные параметры пласта-коллектора / О.М. Мирсаетов // Нефтяное хозяйство. - 2019. - №1. - С. 28-31]. Вид кривых относительной фазовой проницаемости по нефти при снижении минерализации закачанной воды представлен на фиг. 4.

Таким образом, выдвинутое предположение о причинах роста водонасыщенности и увеличении нефтеотдачи в результате снижения скорости фильтрации (торможения фильтрации) при уменьшении минерализации нагнетаемой воды являются доказанными фактами и не оставляют места для сомнений.

Что касается вопроса о состоянии нефтяной фазы (остаточной нефти) при увеличении водонасыщенности. Можно предположить, что наиболее вероятной формой остаточной нефти при высокой водонасыщенности является состояние нарушенной сплошности нефтяной фазы и ее диспергирование. Экспериментальным доказательством данного предположения является полученная зависимость агрегативной устойчивости водонефтяной смеси от минерализации нагнетаемой в пласт воды (фиг. 5).

Технической задачей изобретения является выделение диапазонов минерализации воды для закачки в продуктивный пласт. Выбор минерализации воды при применении технологии снижения минерализации нагнетаемой в пласт воды определяется агрегативной устойчивостью водонефтяной смеси (ВНС) в скважинной продукции.

Техническим результатом является увеличение коэффициента извлечения нефти из высокообводненных нефтяных залежей на поздней стадии разработки при закачке низкоминерализованной воды, продление сроков эксплуатации.

Технический результат достигается в способе разработки высокообводненной нефтяной залежи, в котором отбирают пробу жидкости из добывающей скважины, получают водонефтяные смеси с одинаковым значением обводненности и разными значениями минерализации путем разделения пробы жидкости на нефть и воду центрифугированием с последующими смешением отделенной воды с дистиллированной водой в разных пропорциях и обратным соединением полученной таким образом воды с отделенной нефтью, определяют значения агрегативной устойчивости полученных водонефтяных смесей, выделяют диапазоны минерализации, в которых значения агрегативной устойчивости ниже среднего значения агрегативной устойчивости водонефтяных смесей, которое определяют по максимальному и минимальному значениям агрегативной устойчивости, через нагнетательную скважину закачивают воду со значением минерализации из выделенных диапазонов минерализации, поэтапно снижая минерализацию. Агрегативную устойчивость водонефтяной смеси определяют по формуле , где А_у - агрегативная устойчивость водонефтяной смеси, W_общ. - общая доля воды в отобранной пробе жидкости, W_{агр.-неуст.} - доля агрегативно неустойчивой воды.

Изобретение поясняется рисунками:

фиг. 1 - результаты применения технологии снижения минерализации закачиваемой воды на пилотном участке месторождения Endicott [5];

фиг. 2 - проницаемости для воды терригенных и карбонатных пород-коллекторов при закачке маломинерализованной воды (1 - карбонатная порода; 2 - терригенная порода);

фиг. 3 - проницаемости для воды пород-коллекторов при снижении минерализации закачанной воды (3 - маломинерализованная вода (пресная вода); 4 - высокоминерализованная пластовая вода (240 г/л));

фиг. 4 - вид кривых относительной фазовой проницаемости по нефти при снижении минерализации закачанной воды (5 - фазовая проницаемость по нефти при закачке высокоминерализованной воды; 6 - фазовая проницаемость по нефти при закачке низкоминерализованной воды);

фиг. 5 - зависимость агрегативной устойчивости водонефтяной смеси от минерализации нагнетаемой в пласт воды при равных значениях (=89 %) обводненности нефти с высокой эмульсионной способностью;

фиг. 6 - зависимость агрегативной устойчивости А_у водонефтяной смеси Николаевского месторождения от минерализации воды С_мин до 5 г/л при обводненности нефти =89 %;

фиг. 7 - зависимость коэффициента вытеснения нефти от минерализации вытесняющей воды;

фиг. 8 - результаты фильтрационных исследований при поэтапном снижении минерализации закачанной воды. (8 - закачка с минерализацией 252 г/л и 0,33 г/л; 7 - закачка воды с поэтапным снижением минерализации 252 г/л, 80 г/л и 0,33 г/л).

В предлагаемом способе, выделяют диапазоны минерализации закачиваемой воды, в которых значения агрегативной устойчивости водонефтяных смесей, полученных при разрушении пробы жидкости скважинной продукции самой нефтяной залежи и обратным соединением отделенной пластовой воды, отделенной нефти и дистиллированной воды, ниже среднего значения агрегативной устойчивости водонефтяных смесей с минерализацией, отличной от выделенного диапазона.

Среднее значение агрегативной устойчивости водонефтяных смесей определяют по максимальному и минимальному значениям агрегативной устойчивости полученных водонефтяных смесей. В рассматриваемом примере это значение А_у = 27,5 (красная горизонтальная линия на фиг. 5). Это значение выделяет диапазоны минерализации воды, рекомендованной для закачки в продуктивный пласт. На графике (фиг. 5) такие диапазоны выделены розовым цветом.

Закачка воды с минерализацией, соответствующей минерализации в выделенных диапазонах, способствует снижению интенсивности процессов диспергирования и эмульгирования нефти и увеличению добычи нефти (см., например RU 2670313).

В качестве примера исполнения предлагаемого способа было выбрано Николаевское нефтяное месторождение (территория Удмуртской Республики). В таблице 1 представлены физико-химические свойства нефти Николаевского месторождения.

Таблица 1 - Физико-химические свойства нефти Николаевского месторождения

плотность, кг/м³ 883 кинематическая вязкость, 10^-6м²/с 12,12 содержание смол, % 16,0 содержание асфальтенов, % 3,0 обводненность, % 89

Для характеристики нефти Николаевского месторождения по эмульсионной способности была использована классификация, представленная в таблице 2.

Таблица 2 - Классификация нефтей по эмульсионной способности

Эмульсионная
способность
нефтей Физико-химическая характеристика нефтей Плотность,
кг/м³ Кинематическая вязкость,
10^-6м²/с Содержание Расход
деэмульгатора,
кг / (сут⋅скв.) Смол,
% Асфальтенов,
% Высокая 860-890 более 15 8-20 2-4 ≥3,3 Средняя 840-860 7-12 5-8 0,6-1,5 1,5 - 3,3 Низкая 700-840 4-8 до 5 0,7-1,0 0 - 1,5

Согласно данной классификации нефть Николаевского месторождения относится к нефтям с высокой эмульсионной способностью. Обводненность скважинной продукции Николаевского месторождения составляет 89 %.

Отбор пробы жидкости проводили из трубопровода добывающей скважины в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85.

Для установления зависимости агрегативной устойчивости водонефтяных смесей от минерализации воды, входящей в состав водонефтяной смеси, был поставлен эксперимент, в котором получали нефть и воду (пластовую воду) при разрушении пробы жидкости скважинной продукции самой нефтяной залежи без применения деэмульгаторов. Водонефтяные смеси с высоким уровнем обводнения и минерализации получали частичным разделением пробы жидкости на нефть и пластовую воду центрифугированием. Снижение минерализации воды в водонефтяной смеси осуществляется смешиванием отделенной центрифугированием пластовой воды с дистиллированной водой в расчетном количестве V_{мин. воды} и V_{дист. воды}, добавляемой на 100 мл водонефтяной смеси. Водонефтяные смеси с высоким уровнем обводнения и низкой минерализацией получали полным разделением жидкости после центрифугирования при ее экспонировании в емкости с водой в постоянном электрическом поле, создаваемом циклически в воде до формирования водонефтяной границы раздела нефти и воды (см., например RU 2800288).

Ниже приведен расчет объемов минерализованной и дистиллированной воды для снижения минерализации:

V_общ. = V_{мин. воды} + V_{дист. воды}, мл;

, где

- исходная обводненность пробы жидкости, % (объем воды в 100 мл);

обводненность добываемой нефти, %.

100 - объем водонефтяной смеси, мл;

V_{мин. воды} - объем отделенной воды, мл;

V_{дист. воды} - объем дистиллированной воды, мл;

С_мин - минерализация воды в водонефтяной смеси, г/л;

С_исх - исходная минерализация воды после центрифугирования, г/л.

Водонефтяные смеси с одинаковым значением обводненности и разными значениями минерализации получали смешением отделенной пластовой воды с дистиллированной водой в разных пропорциях и обратным соединением полученной таким образом воды с отделенной нефтью. Подготовленную водонефтяную смесь перемешивали на мешалке в течение 20 минут при скорости оборота 1200 об/сек.

Определение агрегативной устойчивости полученных водонефтяных смесей проводили с применением методики определения степени разрушенности водонефтяных смесей (см. например, «Методические указания экспрессного определения степени разрушенности водонефтяных смесей», АО «Белкамнефть», 2019 г.) следующим образом.

Водонефтяную смесь (ВНС) интенсивно перемешивают в течение 1 минуты. В центрифужную пробирку отбирают 10 мл пробы ВНС, затем бутылку с ВНС закрывают пробкой, повторно интенсивно перемешивают в течение 30 секунд и отбирают во вторую центифужную пробирку тот же объем пробы ВНС. Оставшуюся в бутылке пробу ВНС помещают в мерный цилиндр, бутылку ополаскивают 20 мл растворителя «Нефрас», который выливают в тот же мерный цилиндр. Записывают объем пробы ВНС V_эм. [см³]. Пробирки с пробами ВНС подвергают центрифугированию в течение 10 минут при скорости 1500-2000 об/мин. или 15 минут при скорости 1000 об/мин. Записывают объем воды в пробирке после первого центрифугирования V₁ [см³]. Эту воду в сумме со свободной относят к агрегативно-неустойчивой воде.

В эти же пробирки с пробами жидкости добавляют по 2 капли толуольного раствора деэмульгатора, применяемого или рекомендованного к применению на данном месторождении. Содержимое пробирок перемешивают при помощи толстой проволоки и ставят на водяную баню для пробирок с температурой 70 °С на 10 минут. Подогретые до 70 °С, пробы вновь подвергаются центрифугированию в течение 10 минут при скорости 1500-2000 об/мин или 15 минут при скорости 1000 об/мин. Записывают объем воды в пробирке после второго центрифугирования V₂ [см³]. После второго центрифугирования в пробах к агрегативно-неустойчивой воде добавляется агрегативно-устойчивая вода, если она имеется в нефти, т.е. отделяется вся вода.

Таблица 3 - Формулы для расчета степени разрушенности ВНС

Определяемый компонент 1 способ: если в пробе жидкости есть свободная вода 2 способ: если в пробе жидкости нет свободной воды Общий объем пробы
V_пр., см³ V_св.+V_внс Содержание агрегативно-неустойчивой воды
V_{агр.-неуст.}, см³ Содержание агрегативно-неустойчивой воды
W_{агр.-неуст.}, % об. V₁×10 Общее содержание воды в пробе жидкости
V_общ., см³ Общее содержание воды в пробе жидкости
W_общ.,% об. V₂×10 Содержание агрегативно-устойчивой воды
W_{агр.-уст.}, % об. W_общ.-W_{агр.-неуст.} Степень разрушенности ВНС, %

где V_пр - общий объем пробы жидкости, см³;

V_внс - объем ВНС, см³;

V_св - объем свободной воды, см³;

V_{агр.-неуст.} - общее содержание агрегативно-неустойчивой воды в пробе жидкости, см³;

W_{агр.-неуст.} - содержание агрегативно-неустойчивой воды в пробе жидкости, % об.;

V₁ - объем воды в пробирке после первого центрифугирования, см³;

V₂ - объем воды в пробирке после второго центрифугирования, см³;

V_общ. - общее содержание воды в нефти, см³;

W_общ. - общее содержание воды в нефти, % об.;

W_{агр.-уст.} - содержание агрегативно-устойчивой воды в пробе жидкости, % об.;

Агрегативную устойчивость водонефтяной смеси определяют по формуле, , где А_у - агрегативная устойчивость водонефтяной смеси (см., например, Веревкин А.П. и др. Оценка эффективности и оптимизации расходования деэмульгаторов при промысловой подготовке нефти. // ЭИ Сер.: Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, Вып. 4, С.38-47, 1991; патент RU 2800288).

График зависимости агрегативной устойчивости А_у водонефтяной смеси Николаевского месторождения от минерализации С_мин, г/л при обводненности пластовой нефти = 89 % представлен на фиг. 5.

В предлагаемом способе, выделяют диапазоны минерализации закачиваемой воды, в которых значения агрегативной устойчивости водонефтяных смесей, полученных при смешивании пробы жидкости с водой с разной минерализацией, ниже среднего значения агрегативной устойчивости водонефтяных смесей.

Среднее значение агрегативной устойчивости водонефтяных смесей определяют по максимальному и минимальному значениям агрегативной устойчивости полученных водонефтяных смесей. В рассматриваемом примере это значение А_у = 27,5 (красная горизонтальная линия на фиг. 5). Это значение выделяет диапазоны минерализации воды, рекомендованной для закачки в продуктивный пласт. На графике такие диапазоны выделены розовым цветом.

В рассматриваемом примере агрегативная устойчивость ВНС имеет минимальные значения в диапазонах минерализации закачиваемой воды: до 36 г/л, от 67 до 94 г/л, от 228 до 268 г/л. Выбор минерализации закачиваемой воды определяется минимальными значениями агрегативной устойчивости водонефтяной смеси скважинной продукции и может производиться с учетом иных факторов, например, водопроницаемости. Водопроницаемость терригенного коллектора увеличивается в диапазоне минерализации от 228 до 268 г/л, где наблюдается минимальное торможение фильтрации. В диапазоне от 67 до 94 г/л наблюдается минимальное значение агрегативной устойчивости водонефтяной смеси и более высокое значение торможения фильтрации по сравнению с диапазоном минерализации от 228 до 268 г/л.

Для Николаевского месторождения возможны варианты использования пресной воды реки Сивы, минерализация которой 0,33 г/л и реки Камы (нижнее течение) с минерализацией около 0,43 г/л (входят в диапазон минерализации от 0 до 36 г/л). Источником воды с минерализацией от 68 г/л до 94 г/л и от 228 г/л до 268 может быть водозаборная скважина.

График зависимости агрегативной устойчивости А_у водонефтяной смеси Николаевского месторождения от минерализации С_мин, до 5 г/л при обводненности пластовой нефти = 89 % представлен на фиг. 6.

Для данного диапазона характерно максимальное торможение фильтрации и минимальные значения агрегативной устойчивости.

Увеличение коэффициента извлечения нефти на высокообводненной нефтяной залежи на поздней стадии разработки при закачке низкоминерализованной воды реки Сива, минерализация которой 0,33 г/л, реки Камы (нижнее течение) с минерализацией около 0,43 г/л способствует продлению сроков эксплуатации Николаевского нефтяного месторождения. Высокие значения коэффициентов извлечения нефти при закачке низкоминерализованной воды поясняются графиком зависимости вытеснения нефти от минерализации вытесняющей воды на (фиг. 7). Под пресной водой понимается модель воды, закачиваемой в пласт, с общей минерализацией 0,25 г/л (см., например RU 2547868).

Для повышения коэффициента нефтеизвлечения на высокообводненных нефтяных залежах на поздних стадиях разработки может использоваться поэтапное снижение минерализации закачиваемой воды из выделенных диапазонов. Например, для Николаевского нефтяного месторождения может быть использована вода трех выделенных диапазонов с минерализации последовательно: от 228 до 268 г/л; от 67 до 94 г/л и до 36 г/л. В качестве доказательства на фиг. 8 представлены результаты фильтрационных исследований при поэтапном снижении минерализации закачанной воды. Из графика, представленного на фиг. 8 следует, что при поэтапном снижении минерализации закачиваемой воды, закачка воды с минерализацией 252 г/л, 80 г/л и 0,33 г/л (кривая 7) достигается более высокий уровень вытеснения нефти, чем при закачке воды с минерализацией 252 г/л и 0,33 г/л (кривая 8).

Наиболее вероятным объяснением является то, что при закачке низкоминерализованной воды в один этап достигается высокий уровень торможения фильтрации и, как следствие, происходит увеличение водонасыщенности. При высокой водонасыщенности нарушается сплошность нефтяной фазы, что приводит к возникновению больших капиллярных барьеров и снижению фазовой проницаемости для нефти. Негативное влияние капиллярных эффектов прерывистой нефтяной фазы снижается, если увеличение водонасыщенности происходит в несколько этапов при условии, что максимальное значение водонасыщенности и, следовательно, нарушение сплошности нефтяной фазы достигается только на последнем этапе.

Список литературы

1. Казаков А.А. Форсированный отбор жидкости / А.А. Казаков. - М.: Недра, 2020. - 332 с.

2. Ибрагимов Л.Х., Василихин Н.И. Выпадение труднорастворимых соединений из пластовых вод нефтяных месторождений / Л.Х. Ибрагимов, Н.И. Василихин // Нефтепромысловое дело. - 1982. - №12. - С. 15-18.

3. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана / И.И. Абызбаев, А.Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторов, Е.В. Лозин. - Уфа: «Китап», 1994. -178 с.

4. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья / Р.Г. Галеев. - М.: КУбК-а, 1997. - 352 с., С. 146; С. 191; С. 197.

5. Seccombe J., Lager A., Jerauld G., Jhaveri B., Buikema T., Bassler S., Denis J., Webb K., Cockin A., Fueg E., Paskvan F., Demonstration of low-salinity EOR at interwell scale, Endicott Field, Alaska, SPE 129692-MS, 2010.

6. Мирсаетов, О.М. Влияние микрокомпонентного состава породы и свойств нагнетаемой воды на фильтрационные параметры пласта-коллектора / О.М. Мирсаетов // Нефтяное хозяйство. - 2019. - №1. - С. 28-31.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам заводнения пластов при разработке нефтяных залежей путем закачки воды в продуктивный нефтяной пласт через нагнетательные скважины. Способ разработки высокообводненной нефтяной залежи включает отбор пробы жидкости из добывающей скважины и получение водонефтяных смесей с одинаковым значением обводненности и разными значениями минерализации путем разделения пробы жидкости на нефть и воду центрифугированием с последующим смешением отделенной воды с дистиллированной водой в разных пропорциях и обратным соединением полученной таким образом воды с отделенной нефтью. При этом определяют значения агрегативной устойчивости полученных водонефтяных смесей, выделяют диапазоны минерализации, в которых значения агрегативной устойчивости ниже среднего значения агрегативной устойчивости водонефтяных смесей, которое определяют по максимальному и минимальному значениям агрегативной устойчивости. После чего через нагнетательную скважину закачивают воду со значением минерализации из выделенных диапазонов минерализации. Обеспечивается увеличение коэффициента извлечения нефти из высокообводненных нефтяных залежей на поздней стадии разработки при закачке низкоминерализованной воды, а также продление сроков эксплуатации. 2 з.п. ф-лы, 8 ил., 3 табл.

1. Способ разработки высокообводненной нефтяной залежи, в котором отбирают пробу жидкости из добывающей скважины, получают водонефтяные смеси с одинаковым значением обводненности и разными значениями минерализации путем разделения пробы жидкости на нефть и воду центрифугированием с последующим смешением отделенной воды с дистиллированной водой в разных пропорциях и обратным соединением полученной таким образом воды с отделенной нефтью, определяют значения агрегативной устойчивости полученных водонефтяных смесей, выделяют диапазоны минерализации, в которых значения агрегативной устойчивости ниже среднего значения агрегативной устойчивости водонефтяных смесей, которое определяют по максимальному и минимальному значениям агрегативной устойчивости, через нагнетательную скважину закачивают воду со значением минерализации из выделенных диапазонов минерализации.

2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что агрегативную устойчивость водонефтяной смеси определяют по формуле:

,

где А_у – агрегативная устойчивость водонефтяной смеси, W_общ. - общая доля воды в отобранной пробе, W_{агр.-неуст.} – доля агрегативно-неустойчивой воды.

3. Способ по п.1, характеризующийся тем, что закачивают воду, поэтапно снижая минерализацию.