Нюансы - заводнение залежей нефти

Разработка многопластовых нефтяных месторождений Западной Сибири имеет особенности, связанные с процессом заводнения, которые обусловлены рядом специфических свойств, присущих коллекторам и насыщающим их жидкостям.

1. Полимиктовый состав коллекторов большинства продуктивных пластов (кроме Шаимского района) и в связи с этим сравнительно низкие коллекторские свойствами особенно большое содержание связанной воды (от 20 до 40—45%).

2. Низкая минерализация (15-28 г/л) и однотипный состав вод. По этим показателям различные продуктивные пласты одного месторождения различаются несущественно. Воды большинства продуктивных пластов относятся к типу хлоркальциевых и только в отдельных случаях, преимущественно в нижней части разреза, встречаются гидрокарбонатнонатриевые.

Еще одна особенность разработки нефтяных месторождений Западной Сибири — применение интенсивных систем заводнения с начала эксплуатации залежей.

Для системы ППД на большинстве месторождений в начальный период используют подземные воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса, которые по общей минерализации (16—18 г/л) и типу (хлор-кальциевые) также мало отличаются от пластовых вод продуктивных пластов.

В последующем апт-альб-сеноманские воды частично или полностью заменяют пресной и подтоварной водой. В отдельных случаях пресные воды применяют с начала разработки. Наличие сближенных продуктивных пластов, применение совместной эксплуатации двух—трех залежей значительно затрудняют контроль за отбором нефти и особенно за источником обводнения. Но в большинстве случаев по отдельным микро- и макрокомпонентам, а также по их набору можно уверенно различить пластовые воды как между собой, так и от нагнетаемых апт-альб-сеноманских [1—4]. Это позволило упростить контроль за разработкой при аварийных прорывах вод (заколонные перетоки, появление воды из-за негерметичности колонны).

Изучение химического состава добываемых попутно вод показало, что при подтягивании контурных или подошвенных вод, при движении рыхло связанных (пленочных и даже при подходе нагнетаемых вод к скважине точно установить источник обводнения нельзя. Это объясняется тем, что при движении по пласту нагнетаемые воды взаимодействуют с нефтями, породами и связанной водой, что может нарушить установившееся в пласте физико-химическое равновесие. Вследствие этого на месторождениях, где закачивали пресные воды на скважинном и нефтепромысловом оборудовании, отмечалось выпадение минеральных солей. В скважинах, обводняющихся пластовыми (контурными или подошвенными) водами, отложение солей наблюдалось лишь в редких случаях.

В лабораторных условиях были проведены опыты по изучению возможного изменения химического состава нагнетаемой воды при ее прохождении по нефтенасыщенному пласту. В первой серии опытов смешивали пластовые, пресные, апт-альб-сеноманские воды с нефтью различных месторождений (Самотлорского, Усть-Балыкского, Тетерево-Мортымьинского). При этом установили, что существенного количественного изменения состава вод не происходит, так как в нефтях содержится только небольшое количество минеральных солей в виде взвешенных капель минерализованной воды.

Во второй серии опытов изучали взаимодействие вод с породами [2, 3]. Перемешивание различных типов вод с раздробленной породой показало, что при этом происходит два процесса: 1) переход в раствор не только легко растворимых солей (NaC1), но и карбонатов кальция, кремния, SO₄^-2 и 2) обмен между ионами, содержащимися в воде, и породой.

Процесс растворения (выщелачивание) преобладает при перемешивании, но и в этом случае минерализация воды увеличивается не более, чем на 160—180 мг/л. Эти опыты были затем приближены к реальным пластовым условиям — воды профильтровывали через образцы керна под давлением и при температуре, равных пластовым. Изменение минерального состава профильтровавшихся вод, в основном, подтвердило результаты предыдущих опытов.

Было только отмечено, что минерализация первых проб профильтровавшейся воды несколько повышена, что объясняется растворением содержащейся в керне связанной воды. Подобное явление наблюдается и при эксплуатации скважин, обводняющихся нагнетаемой водой. Пресная или апт-альб-сеноманская вода, поступая в пласт, взаимодействует с содержащейся в ней связанной водой. При простом перемешивании и химическом взаимодействии этих вод на фронте нагнетания формируется оторочка из воды, которая по своему составу не отличается от связанной.

Эти воды по своему составу и общей минерализации практически не отличаются от пластовых. Только в отдельных случаях фиксируется их несколько повышенная (на 2—3 г/л) минерализация при сохранении процентного соотношения основных компонентов. Поэтому анализы первых порций воды из обводняющихся скважин не могут определить источник обводнения. Последующее разбавление связанных вод нагнетаемыми и интенсивность этого процесса зависят от реализуемой системы разработки и особенностей строения пласта.

В последней серии опытов исследовали процессы, происходящие в пласте при смешении пластовых (связанных) вод с нагнетаемыми при различном их объемном отношении. Эти опыты показывают, что применение пресных вод для системы ППД нарушает карбонатное равновесие и приводит к выпадению в осадок карбоната кальция.

Выводы

1. Нагнетаемые воды, проходя через водонасыщенный пласт, взаимодействуют с нефтями, породами и связанными водами.

2. При взаимодействии нагнетаемые воды обогащаются карбонатами, кремнием и SO₄^-2 за счет выщелачивания их из пород. Происходят ионный обмен, взаимное разбавление и химическое взаимодействие.

3. Наиболее интенсивно эти процессы проходят при нагнетании в пласт пресной воды. Результатом этого является выпадение минеральных солей на скважинном и нефтепромысловом оборудовании. Возможна также коррозия металлов в результате появления в воде сульфатов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Турова М. Ю., Ефремов Е. Н., Туров В. А. О возможности применения химических анализов вод для контроля за разработкой нефтяных месторождений Западной Сибири. — Тр. Гипротюмеинефтегаза. Тюмень, 1973, вып. 35.
2. О некоторых особенностях изменения химического состава нагнетаемых вод при их прохождении через нефтенасыщенный пласт. М. Ю. Турова, О. Б. Китаева, Е. В. Моисеева, В. А. Туров. Тр. СибНИИНП, Геология и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири, Тюмень, 1975, вып. 3.
3. Абдуллин Р. А., Питкевич В. Т., Турова М. ІО. Экспериментальное изучение растворимости полимиктовых песчаников Самотлорского месторождения, Тр. СибНИИНП, Геология и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири, Тюмень, 1976, вып. 6.
4. Телишева Л. А., Турова М. Ю. Гидрохимические коррелятивы вод и источники обводнения скважин Федоровского месторождения.— Тр. СибНИИНП, Геология и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири, 1977, вып. 9.

УДК 622.276.006
М. Ю. Турова, Л. С. Новикова, Г. М. Гвоздева
СибНИИНП
1976