Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Геологическое строение шельфа Южного Вьетнама 7
Глава 2. Геодинамическая модель развития шельфа Южного Вьетнама 20
Глава 3. Особенности строения фундамента шельфа Южного Вьетнама ... 30
3.1. Состав, строение и возраст пород фундамента 30
3.2. Условия образования и формационная типизация гранотоидов фундамента шельфа Южного Вьетнама 49
Глава 4. Модель коллекторов и факторы, определившие формирова ние коллекторов в фундаменте шельфа Южного Вьетнама 56
4.1. Модель коллекторов фундамента 56
4.2. Факторы, определяющие формирование коллекторов в фундаменте шельфа Южного Вьетнама 73
Глава 5. Нефтегазоносность и закономерность размещений залежей шельфа Южного Вьетнама 83
Глава 6. Вопросы образования залежей нефти в фундаменте шельфа Южного Вьетнама 102
Глава 7. Геолого-технологические основы разработки месторож дений с гранитоидными коллекторами (на примере месторождения «Белый Тигр») 126
7.1. Фильтрационно-емкостные свойства фундамента 129
7.2. Смачиваемость пород фундамента 135
7.3. Начальная водонасыщенность 137
7.4. Начальное пластовое давление 137
7.5. Объемное гидропрослушивание 138
7.6. Сжимаемость пустот 141
7.7. Характеристика вытеснения флюидов 143
7.8. Функции относительных фазовых проницаемостей 148
7.9. Гидродинамические параметры пластов 150
7.10. Свойство поверхностных и пластовых флюидов 153
7.10.1. Свойства нефти в пластовых условиях 155
7.10.2. Физико-химические характеристики нефтей в поверх-ностных условиях 155
7.10.3. Физико-химические характеристики газа сепарации 156
Глава 8. Этапы и особенности разработки залежи нефти в фундаменте месторождения «Белый Тигр » 157
Глава 9. Система разработки залежи фундамента шельфа Южного Вьетнама 179
9.1. Анализ состояния разработки 201
9.2. Анализ характеристики динамической обводненности продукции 213
9.3. Анализ изменения пластового давления в процессе разра-ботки 222
Глава 10. Повышение эффективности разработки нефтяных залежей месторождения «Белый Тигр » 229
10.1. Исследование возможности применения комплексной микро биологической и физико-химической технологии для увеличения нефтеотдачи месторождения «Белый Тигр» 230
10.1.1 Активизация пластовой микрофлоры композициями DMCKA HDMCVIS 230
10.1.2. Активизация пластовой микрофлоры композицией ИХН-КА 240
10.2. Исследование эффективности регулирования фильтрационных потоков композицией «ГАЛКА» для повышения нефтеотдачи месторождения «Белый Тигр» 248
10.3. Особенности кислотного воздействия на гранитоиды фундамента месторождения «Белый Тигр» 256
Заключение 272
Основные выводы и рекомендации 274
Список использованной литературы 276
- Условия образования и формационная типизация гранотоидов фундамента шельфа Южного Вьетнама
- Смачиваемость пород фундамента
- Анализ характеристики динамической обводненности продукции
- Исследование эффективности регулирования фильтрационных потоков композицией «ГАЛКА» для повышения нефтеотдачи месторождения «Белый Тигр»
Введение к работе
Промышленные залежи углеводородов в магматических и метаморфических породах фундамента известны во многих регионах мира: в Южной и Северной Америке, в Европе, в Юго-Восточной Азии, в Китае и др. Несмотря на широкую географию своего распространения, доля месторождений, приуроченных к породам фундамента, в общем числе выявленных месторождений к настоящему времени не превышает 1 %. Такое соотношение отвечает преобладающим представлениям о происхождении нефти, опирающимся, в основном, на осадочно-миграционную теорию, которая обосновывает доминирующую нефтега-зоносность осадочного чехла, в то время как фундамент традиционно относится к категории бесперспективных объектов.
В последние годы интерес к фундаменту как к нефтепромысловому объекту значительно возрос. Это связано как с открытием в нем новых значительных по запасам скоплений углеводородов, так и с постепенным истощением месторождений углеводородов, связанных с породами осадочного чехла.
Результаты глубокого и сверхглубокого бурения, проведенного на Кольском
полуострове, в Татарстане, в Швеции, а также публикации по месторождениям,
связанным с породами фундамента, свидетельствуют о том, что фундамент не
представляет собой монолитную непроницаемую толщу,
а, наоборот, содержит и, порой на значительной глубине от его поверхности, трещиноватые разуплотненные зоны, благоприятные для скоплений углеводородов.
В результате поисково-разведочных работ, проведенных на шельфе Южного Вьетнама, за последние годы обнаружен ряд промышленных залежей нефти и газа в породах фундамента на месторождениях «Белый Тигр», «Заря», «Руби», «Черный Лев» и др. Следует отметить, что доля получаемой продукции из залежей фундамента составляет около 95 % от общей добычи нефти страны.
Это обстоятельство требует всестороннего изучения магматогенных пород фундамента, их вещественного состава, генезиса, процессов вторичных измене-
ний, т. е. построения модели коллекторов, исследования характера распределения и формирования трещинных систем, выявления закономерностей формирования и размещения залежей, разработки критериев оценки перспектив нефтегазоносности и методологических основ эксплуатации залежей УВ в коллекторах «нетрадиционного» типа, развитых в фундаменте изучаемого региона.
Целью работы являлось установление закономерностей размещения залежей
нефти и газа, разработка критериев прогнозной оценки перспектив нефтегазонос
ности, а также разработка научно-методологических основ освоения залежей УВ в
трещиноватых коллекторах фундамента шельфа Юж-
ного Вьетнама.
Основные задачи исследований
Выявление состава и строения фундамента; создание современной гидродинамической модели развития шельфа Южного Вьетнама.
Разработка модели фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, основных процессов, определивших их образование в гранитоидах шельфа Южного Вьетнама.
Выявление закономерностей размещения залежей УВ в магматических породах фундамента.
Установление геологических основ разработки залежи нефти и газа фундамента шельфа Южного Вьетнама (на примере месторождения «Белый Тигр»).
Определение принципов и анализ систем разработки залежи в трещиноватых гранитоидных коллекторах месторождения «Белый Тигр».
В основу диссертационной работы положен проанализированный автором материал в период 1981-2007 гг., представляющий собой обобщенные результаты производственной деятельности Петровьетнама, СП «Вьетсовпетро» и, особенно, его структурного подразделения НИПИморнефтегаз, зарубежных морских нефте-газопоисковых предприятий и фирм, выполнявших на контрактной основе по заданию СП «Вьетсовпетро» («Дальморнефтегеофизика», «Жеко-Пракла», «SSI», ЦГЭ) различные производственные и тематические работы, а также материалы публикаций и отчетов, предоставленных организациями, занимавшимися геологи-
ческим изучением шельфа Вьетнама и прилегающих к нему акваторий.
Проанализировано более 80 тыс. пог.км интерпретированных сейсмических профилей 2-Д и 3-Д, результаты геофизических исследований скважин с общим метражом проходки по породам фундамента более 120 000 м; результаты изучения более 1500 м керна лабораторными методами, в основном по Кыулонской впадине (месторождения «Белый Тигр», «Дракон», «Заря», «Южный Дракон - Дой Мой», «Руби», Вай-Тхьеу, «Волк», Там-Дао) и Южно-Коншонской впадине (Дай Хунг, Бок Ау, Дай Банг, Тьен Ынг, 2IS).
Кроме того, были проанализированы имеющиеся в фондовой литературе описания обнажений и результаты изучения каменного материала выходов изверженных пород на прилегающих к шельфу районов суши и островов.
Большую помощь технического характера, а также в подборе и систематизации фактического материала автору оказывали специалисты СП «Вьетсовпетро», бывший генеральный директор ГНГК «Петровьетнам» Н. Т. Шан, д-р геолого-минерал, наук Нгуен-Зао, Е. Г. Арешева, профессор В. П. Гаврилов, профессор Г. Г. Вахитов, Ю. А. Тронов, Ф. А. Киреев, О. А. Шнип, В. В. Поспелов, О. Ф. Макрищев, Г. Н. Белянин, В. А. Кошляк, Ф. X. Лонг, X. В. Куй, В. Г. Вершовский, Н. В. Дык, Ф. Д. Хай, др.
Всем коллегам автор выражает искреннюю благодарность.
Диссертация состоит из введения, десяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 200 наименований. Изложена на 300 страницах машинописного текста, включает таблицы и рисунки.
Условия образования и формационная типизация гранотоидов фундамента шельфа Южного Вьетнама
Как было показано выше, основным фактором при формировании магматических пород Зондского шельфа и, в частности, шельфа Южного Вьетнама, явились процессы субдукции, которые сопровождались погружением океанической литосферы с фрагментами континентальной коры в мантию. В зоне субдукции за счет сил трения происходит разогрев вещества коры. По оценке О.Г. Сорохтина (1979 г.), на каждый грамм погружающейся литосферы выделяется от 470 до 730 кал. Если бы не существовало механизма отвода фракционного тепла по магмопроводящим каналам и разломам, то кора прогрелась бы до 2400 С [65]. Таким образом, выделяемого при субдукционнык процессах тепла вполне достаточно для образования коровой (преимущественно гранитной) магмы, а также для плавления подкорового вещества мантии и образования (преимущественно базальтовой) магмы [90, 91].
В мезозойское время континентальная кора юга Индокитая, благодаря процессам субдукции с юга-востока, характеризовалась проявлением тектоно-магматического режима активной материковой окраины. В результате возникла протяженная магматическая дуга северо-восточного простирания, охватившая материковую часть Южного Вьетнама и его современный континентальный шельф. Периодически активизировавшиеся субдукционные процессы нашли свое отражение в формировании магматических комплексов, каждый из которых характеризовался своим типом магматизма с многофазным внедрением расплавленных масс. При этом состав магмы в известной степени был связан с составом вещества, подвергшегося плавлению в глубинных и промежуточных камерах-очагах, в которых создавались условия для явлений гибридизма и дифференциации: первые порции расплава более основные, последующие — более кислые (гомодромный ряд). Здесь, в недрах окраинной части континента и сгруженных масс аккреционных призм, в условиях подвижных зон, напряженной складчатости, при резком изменении температурного режима, т. е. под влиянием геологических факторов, характерных для активных окраин с их субдукционными и коллизионными процессами, возникали очаги генерации гранитной магмы.
Расчеты, а также опыты по плавлению природных осадочных и гранитных пород показали (Tuttle, 1955 г., Т. Барт, 1956 г. и др.), что их плавление будет частично или полностью осуществляться при температурах 950— 620 С; при давлениях, соответствующих глубинам 10-20 км, и содержании в породах воды от 0,5 до 9 %. При этом повышение содержания воды не только приводит к снижению температуры плавления, но и способствует более полному плавлению разнообразных пород. Наименьшей температурой плавления обладают породы, минеральный состав которых близок к гранитному и отвечает кварц-полевошпатовой эвтектике, что является благоприятным условием для формирования гранитоидной магмы при палингенно-анатектических процессах. В результате поддвигов друг под друга крупных блоков, чешуи и пластин сиаля, там, где протекали коллизионные процессы, сопровождаемые образованием аккреционных призм, генерировались палингенные синерогенные магмы. Эти магмы поднимались во время складчатости в верхние горизонты земной коры с образованием магматических гранитоидных интрузий типа диапир-плутонов.
Гранитные магмы образовались также в результате взаимодействия мантийных базальтовых расплавов с веществом земной коры. Предполагается, что диорит-гранитные серии могут образоваться, когда высокотемпературная базальтовая магма мантийного происхождения ассимилирует породы коры, расплавляет их и смешивается с ними. В результате дифференциации получившегося расплава могут формироваться серии со значительным объемом гранитов (Дубровский, 1984 г.) [49]. По данным В. А. Жарикова (1987 г.) [50], такое образование гранитоидов характерно для островодужных и посторогенных этапов эволюции земной коры и является типичным для областей активизации.
Еще одним из возможных механизмов формирования гранитоидных магм является фракционная кристаллизация мантийной основной и ультраосновной магмы. Однако в этих магмах содержится слишком мало кислого материала, чтобы можно было говорить о каких-либо значительных масштабах образования гранитов таким способом. Согласно теории фракционной кристаллизации, остаточная магма гранитного и гранодиоритового состава должна представлять лишь около 5 % исходной базальтовой или габброидной материнской магмы (Т. Барт, 1956 г.). Очевидно, что для образования из мантийной массы больших объемов гранитов необходим дополнительный источник химических элементов и флюидов, каковым, по мнению К. Ф. Миллера с соавт. (1988 г.), является субдуцированный материал. Пелагические осадки вместе с океанической корой, попадая на глубины со все возрастающими температурами и давлением, постепенно теряли связанную в них воду, избыточный кремнезем, щелочи и другие элементы. Избыточный разогрев вещества субдуцирующей коры за счет диссипации энергии вязкого трения приводил к перегреву водяного пара и появлению в нем сверхгидростатического давления. Под влиянием последнего минерализованные флюиды вынимались из зоны контакта литосферных плит, поднимались вверх, пропитывали и метасома-тически изменяли горные породыв нижней части земной коры. Таким путем происходило обогащение коры оксидами калия, натрия, алюминия, кремния и другими соединениями, приближая состав пород к гранитной эвтектике и увеличивая возможность их палингенного плавления с формированием гранитоидного расплава.
Из вышеизложенного материала можно сделать заключение, что основными способами образования гранитоидных пород, слагающих докайнозойский фунда 52
мент континентального шельфа Южного Вьетнама, являлись кристаллизационная дифференциация известково-щелочной базальтовой магмы и палингенно-анатектическое плавление пород континентальной коры и аккреционных масс в условиях геодинамического режима активной материковой окраины.
Смачиваемость пород фундамента
Смачиваемость поверхности пустот породы играет большую роль в опре делении коэффициента нефтеотдачи залежи. Для коллекторов пород фундамен та месторождения «Белый Тигр» лабораторные 1 исследования были проведены под руководством автора на аппаратуре "CAPRI" в специальных камерах для пропитки двумя методами: динамическим и прямым измерением краевых углов смачивания (КУС). Динамический метод (метод Амотта) позволяет определить по интегральной характеристике смачиваемости по показателю М= щ I п2, коэффициенты нефтевытеснения щ и п2 за счет самопроизвольной капиллярной пропитки и гидродинамического воздействия соответственно (рисунок 7.5).
Прямым определением краевые углы смачивания (КУС) пород определяли отдельно для поверхностей макротрещин (по их естественному сколу) и матрицы. Для получения достоверных результатов была подобрана коллекция наиболее представительных образцов кернов, сохранивших естественную структуру пустотного пространства.
Результаты прямого измерения КУС капель нефти, нанесенных на исследуемые поверхности (в водной среде), приведены в таблице 7.1, из которой видно, что микротрещиноватые блоки (срез по матрице) являются гидрофильными (М 0,8, КУС 62 фад), что является благоприятным фактором для капиллярного обмена между нефтью и водой в этих блоках. Смачиваемость поверхности макротрещин (скол по трещине) оценивается как промежуточная (КУС 70-112 фад).
Рисунок 7.5 — Определение угла смачиваемости для пород фундамента Таблица 7.1 —Результаты определения характеристик смачивания на образ
образца Пустот-ность Характер смачивани Примечание Показатель мольн., доли ед., Кус, фад 1 5,2 0,90 70 Для КУС по трещине » Для КУС по матрице »
Начальная водонасыщенность была оценена по законсервированным кернам методом экстрагирования. По данным таблицы 7.2, среднеарифметическое значение остаточной водонасыщенности по ПО определениям составляет 16,7 %. Учитывая мировой опыт оценки этой величины для трещиноватых коллекторов, к настоящему времени было принято значение, равное 15 %, как единая величина начальной остаточной водонасыщенности для всей залежи фундамента
Начальное пластовое давление в залежи нефти фундамента, полученное при замерах в разведочных и эксплуатационных скважинах, приведённое к отметке -3650 м, равно 41,7 МПа. Пластовая температура, в зависимости от глубины замера, изменяется от 127 С (-3050 м) до 163 С (-4650 м). Водонефтяной контакт не установлен, подошвенная вода отсутствует.
Объёмным гидропрослушиванием установлена прямая гидроди-намическая связь продуктивных интервалов в скважинах в вертикальном и горизонтальном направлениях. Об этом свидетельствуют замеры пластовых давлений в разных частях структуры и разреза, которые, как правило, дают величины одного порядка независимо от положения интервала замера в массиве и времени ввода скважин в эксплуатацию.
В период 1993-1995 гг. в Центральном своде фундамента месторождения «Белый Тигр» было проведено гидропрослушивание 13 пар скважин. В январе-феврале 1993 г. впервые проведено гидропрослушивание залежи фундамента месторождения «Белый Тигр». Исследовано 8 пар скважин (№ 403-421, 421-409, 421-401, 405-401, 405-406, 405-421 и 405-411).
В мае 1995 г. проведена новая серия гидропрослушиваний того же участка залежи фундамента месторождения, но по другим скважинам (№ 433-401, 433-404,433-406, 433-416 и 433-430).
На рисунке 7.6 приведена схема расположения исследованных скважин (в 1993 и 1995 гг.) на структуре фундамента, а также расположение их забоев относительно друг друга (глубины приведены в абсолютных отметках).
Все результаты гидропрослушивания скважин фундамента приведены в таблице 7.3. Видно, что с учетом новых исследований диапазон величин скоростей импульса стал шире — от 29,6 до 136,6 м/ч. Поэтому неоднородность пород в разных направлениях изменяется в отношении уже 1 : 4,5.
Анализ характеристики динамической обводненности продукции
Появление воды в продукции центрального блока фундамента было отмечено в 1995 г. в скв.409, 802, на третий год после организации заводнения. В дальнейшем, по мере развития системы заводнения, количество скважин, работающих с обводнённой продукцией, увеличивалось достаточно быстрыми темпами (табл. 9.3):
— в период 1996-1998гг. — скв. 404, 410, 413, 417, 420, 428, 430, 443, 445, 452, 902, 904—12 скважин;
— 1999г. —скв. 411, 412, 440, 462, 901, 920, 1102 — семь скважин;
— 2000г. — скв. 415, 432, 474, 476, 485, 822, 905, 910, 923, 1111 — девять скважин;
— 2001г. — скв. 431, 449, 450, 457, 479, 918, 1113 — семь скважин;
— 2002г. — скв. 8, 423, 442 и скв. 804 (после возврата с вышележащих отложений) — четыре скважины;
— 2003г. — скв. 419, 429, 439, 456, 1116, скв. 903 (после ввода из бездействия) и скв. 1018 (после бурения) — семь скважин;
— 2004г. — скв. 438, 1117, 1119, 9005 и скв. 18 (после бурения) — пять скважин;
— 2005г. — скв. 1118, скв. 436, 2001 (после перевода из нагнетательных) и скв. 7005, 7006, 1021 (после бурения) — шесть скважин;
— 2006г. — скв. 491, 556, 910; скв. 413, 430, 431, 802 (после установки цементного моста) и скв. 7010 (после бурения) — четыре скважин;
— в первом полугодии 2007г. — скв. 402, 407, 803, 924 и скв. 428 после установки цементного моста — четыре скважины.
Кроме вышеперечисленных, в законченных бурением скв. 925, 1114, 8001, 9002, 9004 при освоении получена вода, и они в эксплуатацию не вводились. В процессе эксплуатации кратковременное появление воды отмечалось в скв. 406, 422, 426, 478, 5001, 7001, 7002.
Таким образом, в эксплуатации перебывала 91 скважина, в 65-ти из них отмечено появление воды. По состоянию на 01.01.07 по причине высокой обводнённости эксплуатация 19 скважин, или 20,9 %, прекращена.
Возросшее значение обводненности за период простоя скважин с 65— 70 % до полного обводнения указывает, что вскрытая часть фундамента в этих скважинах находится в промытой зоне и их дальнейшая эксплуатация малоэффективна. Но, с другой стороны, более низкое значение обводненности продукции, полученное в скв. 415 и в скв. 9005, перед ее консервацией, указывает на незавершенность процесса вытеснения нефти в заводненном объеме за счет капиллярной пропитки и гравитационного разделения. Про 214
должительность этих видов вытеснения, как правило, носит затяжной характер, по сравнению, с «поршневым» вытеснением по крупным трещинам. К тому же этому способствует значительная толщина распространения коллекторов и ухудшающаяся фильтрационная характеристика к нижней части разреза.
Другая зона расположена на северо-восточном крыле структуры и включает добывающие скв. 445, 474, 901, 902, 903, 904, 920, 925, 1018, 1102, 1113, 1114, 1119 и нагнетательные скв. 477, 905, 911, 914, 921. Кровля продуктивных пород фундамента в этой зоне залегает в интервале абсолютных отметок от -3600 до -3200 м (скв. 1114).
Исследования профиля притока, проведенные в процессе разработки в скв. 901, 903, 920, 925, 1113, 1114 и в скв.1111, расположенной на границе участка, указывают, что уровень подъема закачанной воды в этом районе находится на абсолютных отметках, близких к —3400 м. Исключение составляет скв. 1114, верхний интервал притока воды в которой, в соответствии с проведенными исследованиями, фиксировался на абсолютной отметке —3272 м, что, очевидно, следует связывать с влиянием вблизи расположенной нагнетательной скв. 433.
На других участках залежи центрального блока уровень подъема закачанной воды имеет различные отметки. Наиболее низкие их значения имеют место на юго-восточном крыле структуры, в скв. 8, 449 и в скв. 426, 478, 5001, на абсолютных отметках, соответственно, ниже -4000 и -3500 м. На западном крыле структуры с высокой обводненностью эксплуатируются скв. 407, 413, 428, 431, 918, 2001. На этом участке залежи не исключается вероятность подъема фронта закачанной воды до отметки несколько выше — 3400 м. Исследования профиля притока в скв. 411, 413 и появление воды в продукции скв. 491 подтверждают его высокое положение (рис 9.5). Высокие отметки появления воды имеют место и на восточном крыле структуры по профилю скв. 432-1114-1111-1117-1113 (рис. 9.6).
Рисунок 9.5 — Схема вскрытия пород фундамента по профилю скв. 9003-918 Рисунок 9.6 — Схема вскрытия пород фундамента по профилю скв. 462-904
В скв. 1113, по данным PLT от 08.08.03, из перфорированного интервала — 3323-3468м выделено два приточных интервала: -3322-3335 м, работающего нефтью, и —3414-3417 м, работающего водой. В процессе эксплуатации обводненность продукции возрастала и скважина, после достижения обводненности 91 %, переведена на олигоцен. В скв. 1114 после бурения верхняя отметка притока воды фиксировалась на отметке -3235 м. В скв. 1117 по данным PLT от 23.02.05 интервал ниже отметки -3354 м работает нефтью с водой. В CKB.1111 по данным исследования от 20.02.05 при обводненности 43,6 % приток воды фиксируется на отметке — 3380 м.
Исследование эффективности регулирования фильтрационных потоков композицией «ГАЛКА» для повышения нефтеотдачи месторождения «Белый Тигр»
В настоящем параграфе приведены результаты экспериментального исследования эффективности технологии выравнивания фильтрационных потоков в условиях месторождения «Белый Тигр» за счет применении гелеобразующей композиции «ГАЛКА», прошедшей успешную промысловую апробацию на ряде месторождений России. Опыты проводились на парных параллельно соединенных образцах кернов разной проницаемости, моделиру-щих неоднородный коллектор. Исследовались степень изменения проницаемости и перераспределение фильтрационных потоков за счет обработки образцов композицией «ГАЛКА» при пластовых температурах, а также восстановление их проницаемости при воздействии кислотным раствором. В опытах использовались керны, отобранные из залежей нижнего миоцена и фундамента. Проведенные исследования показали, что применение композиции «ГАЛКА» в условиях высоких пластовых температур месторождения «Белый Тигр» обеспечивает выравнивание фильтрационных потоков при закачке воды за счет снижения ее подвижности в высокопроницаемых пропластках. Эффективность применения гелеобразующей композиции в коллекторах залежи фундамента ниже, чем в поровых коллекторах, что может быть объяснено особенностями гранулярного и трещинно-кавернового типов пустотного пространства.
Важной проблемой процесса заводнения, осуществляемого в настоящее время на месторождении «Белый Тигр», является обеспечение равномерного продвижения фронта закачиваемой воды с целью увеличения коэффициента охвата и повышения нефтеотдачи залежей. Для регулирования фильтрационных потоков при заводнении широкое распространение получила обработка скважин различными составами и композициями, селективно изолирующими наиболее проницаемые промытые водой пропластки, что позволяет перераспределять объем закачиваемой воды как по толщине, так и по площади пласта.
В данной работе описаны результаты исследования эффективности применения гелеобразующей композиции «ГАЛКА», предложенной институтом ИХН СО РАН (г.Томск, Россия), для выравнивания фильтрационных потоков в условиях залежей месторождения «Белый Тигр».
Композиция «ГАЛКА» [1] представляет собой прозрачный маловязкий водный раствор смеси соли хлористого алюминия и карбамида, рН которого в зависимости от концентрации соли алюминия колеблется от 2,5 до 3,0. Для приготовления раствора может использоваться вода любой минерализации. Действие композиции заключается в образовании при высоких температурах геля гидроксида алюминия во всем объеме раствора. При этом время гелеоб-разования зависит от температуры и соотношения компонентов смеси. Так, по данным, время образования геля для композиции «ГАЛКА» при температурах 60, 70, 80, 90 и 100С составило 30, 6, 3, 1 сут и 6 ч соответственно. При закачке в пласт композиция «ГАЛКА» проникает в наиболее проницаемые промытые водой зоны. Затем, под действием высокой температуры пласта или закачиваемого теплоносителя, происходит гелеобразование, в результате чего более проницаемый пропласток оказывается селективно изолированным (закупоренным).
Композиция «ГАЛКА» прошла стадию лабораторного испытания и успешно опробована на ряде месторождений Российской Федерации.
Целью настоящих исследований явилось испытание действия состава «ГАЛКА» при пластовых температурах месторождения «Белый Тигр» применительно к разным типам коллекторов — гранулярного в залежах нижнего миоцена и нижнего олигоцена и трещинно-кавернового, сложенного преимущественно гранитами, в залежи фундамента. Гелеобразующую композицию приготовляли на морской воде, закачиваемой в пласт на месторождении «Белый Тигр».
Исследуемая композиция «ГАЛКА» имела следующий состав:
— карбамид CO(NH2)2 — 15 %;
— хлористый алюминий АІСЬ — 4 %;
— вода морская — 81 %.
Исследования включали визуальное наблюдение за образованием и разрушением геля в пробирке и непосредственно эксперименты по его влиянию на фильтрационные свойства при прокачке воды через образцы керна.
Изучение условий образования геля заключалось в выдерживании раствора в термостате при заданной высокой температуре и определении времени образования геля. При температурах 70 и 92 С время гелеобразования составило около 48 ч и менее 15 ч соответственно.
Разрушение геля изучали при комнатной темературе (28 С). К образовавшемуся гелю добавляли двукратный объем 10 %-го раствора соляной или уксусной кислот и наблюдали процесс его растворения. В обоих случаях происходило полное растворение геля, хотя скорость растворения в соляной кислоте была заметно выше, чем в уксусной.
Эффективность выравнивания фильтрационных потоков за счет внут-рипластового гелеобразования при использовании состава «ГАЛКА» исследовалась на парных образцах кернов разной проницаемости, отобранных из залежей нижнего миоцена и фундамента, при пластовых температурных условиях. В качестве модели нефти в опытах использовался керосин, в качестве вытесняющего агента — морская вода. Было проведено три опыта — два (№ 1 и 2) на образцах кернов из залежи нижнего миоцена (поровый коллектор), один (№ 3) — на образцах из залежи фундамента (трещинно-каверновый коллектор). В первом случае температура опытов была 130 С, во втором — 140 С. Давление в опытах поддерживали на уровне 5,0-6,0 МПа с тем, чтобы предотвратить выделение двуокиси углерода при реакции образования геля и разрушение последнего.
Исследования проводили следующим образом. Подготовленные образцы кернов, насыщенные моделью нефти (керосином) и содержащие связанную воду, помещали в кернодержатели, которые соединяли параллельно по схеме, представленной на рисунке 10.10, и устанавливали температуру опыта. Определяли начальную проницаемость образцов по керосину. Затем вытесняли керосин морской водой до полного прекращения выхода керосина, моделируя полностью обводненный пласт, и определяли проницаемость по морской воде. После этого закачивали оторочку композиции «ГАЛКА» одновременно в оба образца из расчета одного порового объема образцов. Образцы выдерживали при температуре опыта более 4 ч для образования геля. Затем замеряли проницаемость при фильтрации морской воды в направлении закачки оторочки.
