3.1.3. Довытеснение нефти в условиях изменения физико-химических свойств вытесняющих флюидов

В данной серии опытов использовали нефтенасыщенные керны пашийского горизонта Мухановской площади АО "Са-маранефтегаз" НГДУ "Первомайнефть". Подготовку образцов пористой среды, жидкостей и модели пласта для проведения фильтрационных исследований осуществляли согласно отрас­левому стандарту.

Для создания связанной воды использовали модель пласто­вой воды Мухановской площади, представляющую собой ми­нерализованную воду, соотношение солей, а также вязкость и плотность которой соответствовали промысловым парамет­рам. Пористую среду насыщали изовискозной нефтью, пред­ставляющей собой смесь петролейного эфира и дегазирован­ной нефти из фонтанирующей скв. 930 Мухановской площади.

67

Параметры образцов пористой среды в исследуемых моделях пласта и физические свойства опытных жидкостей представ­лены соответственно в табл. 3.1.1 и 3.1.2.

После соответствующей подготовки моделей производили вытеснение из них нефти отобранной на промысле попутной водой, которая в определенные периоды вытеснения замеща­лась реагентным водным раствором. В качестве последнего использовали реагентную композицию Гипровостокнефти на основе водных растворов ПАВ. Фильтрационное вытеснение проводили при постоянных расходах, при скоростях фильтра-

Таблица 3.1.1 Параметры нефтенасыщенных кернов

Номер модели	Диаметр пористой среды, м	Проницаемость, мкм2	Пористость, %
1 2 3 4	0,028 0,028 0,028 0,028	0,143 0,147 0,146 0,147	14,5 15,0 15,0 14,9

Таблица 3.1.2 Физические свойства жидкостей

					Вода для
Параметры при	Нефть		Связанная вода		вытесне-	Компози-
т=тШ1	пластовая	в модели	пластовая	в модели	ния	ция ПАВ
Вязкость,	0,83	0,81	0,87	0,86	0,82	0,93
мПа-с
Плотность, г/см3 Давление на-	0,71	0,74	1,19	1,17	1,11	1,18
	121,0	_	_	_	_	_
сыщения, МПа
Газовый фак-	131,2	—	—	—	—	—
тор, м3/м
Пластовая	72	72	72	72	72	72
температура
Содержание	1,17	—	—	—	—	—
асфальтенов, %
Содержание	5,65	—	—	—	—	—
парафинов, %
Содержание	5,27	-	-	-	-	-
смол, %
Содержание	0,51	-	-	-	-	-
серы, %

68

ции 100-500 м/год, с непрерывной записью на самописцах пе­репада давления на модели.

Оценку влияния упругих колебаний на процессы фазового довытеснения в условиях изменения физико-химических свойств вытесняющих флюидов выполняли в ходе этапов экс­перимента, показанных на рис. 3.1.13. Первый этап заключал­ся в вытеснении нефти водой из пористой модели пласта вплоть до полного прекращения выхода следов нефти из мо­дели (см. рис. 3.1.13, этап 1). Затем без прекращения фильтра­ции включали излучатель и осуществляли виброволновое воз­действие (этап 2). После прекращения инициируемого воздей­ствием довытеснения нефти излучатель выключали, а воду без изменения скорости фильтрации замещали реагентным рас­твором (этап 3). В ходе этапа 4 вновь включали излучатель и также без изменения скорости фильтрации исследовали вы­теснение нефти реагентным раствором уже в поле упругих ко­лебаний.

т_н>%

0

8

50
						^.р 0
40	-
		.о
		о
		/
30		о
20	■j	1
	1 с		Этап 1	Этап 2	Этап 3	Этап 4
			без воздействия	виброволновое	закачка реагента	закачка реагента
				воздействие	без воздействия	и виброволновое
10	о о					воздействие
	1		1	1 1	1	1

10 V/V_nop

Рис. 3.1.13. Динамика вытеснения нефти водой при сочетании виброволнового и физико-химического воздействия. Проницаемость керна по воздуху к = 0,143 мкм², пористость т = 14,5 %

69

Результаты эксперимента показали, что при вытеснении нефти водой из керна без воздействия коэффициент вытеснения т_н не превышает 37 %. Наложение поля упругих колебаний на порис­тую среду приводит к дополнительному вытеснению нефти, при этом коэффициент вытеснения т_н достигает значения 41%. По­следующая закачка композиции ПАВ дает увеличение вытесне­ния нефти только при включении поля упругих колебаний (этап 4). В целом сочетание виброволнового и физико-химического воздействия дает существенный добавочный прирост вытеснения нефти из пористой среды. Коэффициент вытеснения при этом до­стигает 46 %.