Анализ эффективности применения силикатно-щелочного воздействия для увеличения нефтеотдачи пластов, страница 3

Абсолютная проницае-мость, мкм2	Начальная нефтенасы-щенность, %	Закачиваемый реагент	Объем зака-чивания п.о.	Коэффи-циент вытес-нения, % пор	Остаточная нефтенасы-щенность, %	Изменение остаточной нефтенасы-щенности, %	Относительная проницаемость пористой среды
0,580	86,5	Вода 2% щелочь Вода 2% щелочь+0,05 ПАА Вода	14,0 0,1 7,7 0,1 5,4	0,62 - 0,70 - 0,72	32,9 - 26,0 - 24,2	- - 6,9 - 8,7	0,140 - 0,80 - 0,040
0,540	85,0	Вода 2% силикат Вода 2% силикат+0,05%ПАА Вода	13,0 0,1 4,7 0,1 5,0	0,60 - 0,64 - 0,65	34,0 - 30,6 - 29,7	- - 3,4 - 4,3	0,122 - 0,030 - 0,015
0,570	87,0	Вода 1% щелочь+1% силикат Вода 1% щелочь+1%силикат+ 0,05 ПАА  Вода	15,0 0,1 3,7 0,1 5,0	0,63 - 0,70 - 0,71	32,2 - 26,1 - 25,2	- - 6,1 - 7,0	0,150 - 0,042 - 0,018

проницаемости (в 4 раза). Кроме того, образующийся при взаимодействии с пластовой водой силикат кальция, являясь по природе коллоидным соединением, в большей степени снижает проницаемость пород.

Лабораторными исследованиями показано, что на эффективность процесса влияет природа щелочного агента, минерализация вытесняющей сточной воды, значение pH СЩР и активность вытесняемой нефти. Оптимальными концентрациями компонентов в условиях месторождений Башкортостана являются: силикат натрия 2,0%, гидроокись натрия 0,2-2,0%, ПАА 0,01-0,06%.  

4.2 Технология регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта СЩР

Способ разработан для применения, в первую очередь, на обводненных и высокообводненных участках месторождений с терригенными неоднородными коллекторами, содержащими нефти повышенной вязкости и высокоминерализованные пластовые воды, т. е. для применения в сложных условиях разработки, характерных для многих терригенных отложений Башкортостана.

Как показано выше, значительное влияние на степень снижения проницаемости пород оказывает природа щелочного реагента, ионный состав пластовой и вытесняющей воды, активность вытесняемой нефти и структура породы. Высокое содержание щелочноземельных катионов кальция и магния в пластовых водах нижнего карбона обуславливают высокую к ней реакционную способность и интенсивное образование осадков (гидроксидов, силикатов, карбонатов) практически из всех щелочных реагентов. Однако высокую стабильность и способность создавать надежный водоизолирующий экран при малообъемных оторочках проявляют в указанных условиях лишь осадки, образованные из гидроксида и силиката натрия. Гидроксид натрия регулирует массу выпадающего осадка и его плотность, снижая значительное падение приемистости нагнетательной скважины.

Для значительного снижения проницаемости водопромытых зон, целесообразно использование слабоконцентрированных растворов (2-3%).

Испытаны и применяются две модификации метода, которые в различных геолого-физических условиях могут различаться как используемыми реагентами, так и их соотношением. В условиях Арланского месторождения с повышенной вязкостью нефти применяют составы с повышенным содержанием силиката натрия.

Закачку оторочек на выбранных участках повторяют периодически (через 1-3 года), в основном, в летнее время в течение 10-15 лет. Оторочки реагентов закачивают в следующей последовательности:

—  сточная минерализованная вода, нагнетаемая для вытеснения нефти;

—  разделительная оторочка пресной воды;

—  оторочка раствора гидроксида натрия и жидкого стекла;

—  разделительная оторочка пресной воды;

—  сточная минерализованная вода.