3.3 Лабораторные исследования эффективности кислотной композиции ХИМЕКО ТК-2

Ниже приведены результаты лабораторного исследования влияния воздействия кислотной композиции "ХИМЕКО ТК-2" на фильтрационно-емкостные свойства коллектора XIII горизонта месторождения Узень.

Пористая среда насыпной модели представляла собой не экстрагированный молотый керн из скважин 2352 XIII горизонта Узеньского месторождения. После насыщения модели водой с пластовой минерализацией определили коэффициент проницаемости. Затем после выдержки модели при комнатной температуре в течение 48 часов возобновили закачку воды. После стабилизации показателей, снова определили коэффициент проницаемости, который оказался в 2 раза меньше первоначального. Падение коэффициента проницаемости свидетельствует о влиянии набухания глинистой составляющей пористой среды на ее фильтрационно-ёмкостные свойства. Для создания связанной воды через модель под давлением 2,0 МПа закачивалась сырая нефть месторождения Узень.

При последующем вытеснении нефти водой при пластовой температуре 60°С значение коэффициента вытеснения было зафиксировано на уровне 54%. После выдержки модели при комнатной температуре в течение 15 часов закачка воды была возобновлена с большей скоростью, что привело к дополнительному отбору нефти. При этом коэффициент вытеснения нефти увеличился на 2% и достиг 56%. Эти данные дополняют сведения и подтверждают вывод о проявлении свойств частично гидрофобизованного коллектора, моделью которого является молотый не экстрагированный керн из скв. 6602.

В таблице 3.6 представлены данные о модели, физических свойствах жидкостей и коллекторских свойствах пласта.

Таблица 3.6

Фильтрационно-емкостные свойства модели коллектора и

Состав кислотной композиции:

10 мл. Нефтенол НЗ с фосфолом 3 мл.

87 мл. пластовой воды (бг/л NaCl + 2г/л СаС12) Исследуемый реагент:

1. Кислотная композиция ХИМЕКО ТК-2 (товарная форма), разбавленная в отношении 1 : 5 пресной водой.

2. Вязкость раствора ТК-2 при температуре 60°С - 0,92 мПа-с Этапы эксперимента:

Закачка пластовой воды с целью определения начальной проницаемости.

Выдержка образца 24 часа с целью выявления набухания глинистого компонента в керне. Фильтрация пластовой воды после выдержки. Определение проницаемости после набухания.

Закачка дегазированной нефти Узеньского месторождения при температуре t=60°C и противодавлении АР=2,4 МПа для создания связанной воды.

Вытеснение нефти пластовой водой. Определение коэффициента вытеснения КВЬ1Т.

Закачка буферного раствора 3% раствора NH4C1 до стабилизации перепада давления. Определение фазовой проницаемости по 3% раствору NH4CI.

Выдержка модели 24 часа с цель^определения стабильного значения проницаемости после усадки глины.

Закачка разбавленного раствора (1:5) кислотной композиции "Химеко ТК-2". Фильтрация кислотной композиции до стабилизации давления. Выдержка модели 24 час с целью взаимодействия кислотной композиции с породой.

Закачка 3% раствора NH4C1. Выдержка модели 24 час. Определение проницаемости и коэффициента восстановления проницаемости, р. пластовой воды. Определение проницаемости и коэффициента

восстановления проницаемости, р. На рис. 3.5 приведены графики изменения относительной проницаемости насыпной модели в зависимости от относительной закачки воды.

Изменение проницаемости модели относительно фазовой проницаемости по воде в присутствии остаточной нефти (0,036 мкм2), принятой за единицу (противодавление Р" = 1,4 МПа, Температура 60°С)

9

7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Относительный накопленный объём закачки, V ,,1к/\/,

Рис. 3.5. Изменение относительной проницаемости модели в процессе закачки буферной жидкости и после воздействия раствором кислотной

композиции ХИМЕКО ТК-2.

После вытеснения нефти водой закачали буферный раствор NH4C1. Затем после выдержки модели в течение 15 часов при комнатной температуре определили коэффициент фазовой проницаемости по раствору. Как видно из приведенного рисунка последующая закачка композиции ХИМЕКО ТК-2, разбавленной пресной водой в отношении 1:5, привела к резкому росту проницаемости. Затем снова закачали 3% раствор NH4C1 и после выдержки модели в течение 15 часов, пластовую воду.