На правах рукописи ДУЗБАЕВ САТЫБАЙ КУАНЫШЕВИЧ УВЕЛИЧЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
advertisement
На правах рукописи ДУЗБАЕВ САТЫБАЙ КУАНЫШЕВИЧ УВЕЛИЧЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ С ВЫСОКОМИНЕРАЛИЗОВАННЫМИ ВОДАМИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОЛИМЕРСОДЕРЖАЩИХ ДИСПЕРСНЫХ СИСТЕМ Специальность 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа– 2006 2 Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ГОУ ВПО «Удмуртский государственный университет». Научный руководитель доктор технических наук, профессор Газизов Алмаз Шакирович. Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор, Хисамутдинов Наиль Измагзамович; кандидат технических наук, доцент Шамаев Григорий Анатольевич. Ведущая организация Альметьевский государственный нефтяной институт. Защита состоится «15» декабря 2006 года в 14-00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе «научно-производственная фирма “Геофизика”» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450045, г. Уфа, ул. 8-е Марта, д. 12. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика». Автореферат разослан Учёный секретарь совета доктор химических наук «14» ноября 2006 года. Хисаева Д.А. 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы При современных способах разработки нефтяных месторождений более половины геологических запасов нефти остаются неизвлеченными из пласта. Одной из главных причин относительно низкой конечной нефтеотдачи является сложное строение и неоднородность пород-коллекторов по проницаемости, что обусловливает ускоренное обводнение продукции скважин и низкую выработку малопроницаемых пластов. Особенно низкие коэффициенты конечной нефтеотдачи пластов наблюдаются в водонефтяных зонах, в зонах пласта с развитой неоднородностью и при высокой вязкости нефти. Сложностью заводнения залежей нефти в неоднородных пластах является создание и поддержание равномерного фронта вытеснения нефти водой. Наличие высокопроницаемых прослоев и трещиноватости приводит к преждевременному прорыву закачиваемой воды на ранней стадии разработки месторождений и преимущественному продвижению ее по высокопроницаемым, промытым водой пропласткам на поздних этапах эксплуатации. При этом из менее проницаемых зон пласта вытеснение нефти происходит малоэффективно. В связи с этим на поздней стадии разработки нефтяных месторождений важную роль для улучшения конечной выработки запасов нефти приобретают методы увеличения коэффициента охвата неоднородных пластов воздействием. В последние годы получили широкое применение методы увеличения фильтрационного сопротивления обводненных зон пласта путем использования осадко-гелеобразующих технологий. Определенный вклад в решение этой проблемы сделали отечественные исследователи: К.Б. Аширов, Р.Х. Алмаев, Г.А. Бабалян, К.С. Баймухаметов, А.Т. Горбунов, А.Ш. Газизов, А.А. Газизов, Е.Е. Гавура, Ш.К. Гиматудинов, В.В. Девликамов, Р.Н. Дияшев, С.А. Жданов, М.М. Иванова, Р.Р. Ибатуллин, А.П. Крылов, В.И. Кудинов, Е.В. Лозин, В.Ш. Мухаметшин, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимов, М.Н. Персиянцев, М.Л. Сургучев, М.А. Токарев, Р.Т. Фазлыев, Р.С. Хисамов, Н.И. Хисамутдинов, В.А. Швецов, Э.М. Юлбарисов и др. Особое место в разработке методов увеличения коэффициента охвата заводнением неоднородных пластов занимает применение полимердисперсных систем (ПДС) и их модификаций (МПДС). Многочисленными промысловыми испытаниями показана возможность применения ПДС и МПДС для уменьшения обводненности продукции скважин и увеличения конечной нефтеотдачи пластов. Эффективность физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), в том числе ПДС и МПДС, во многом зависит от состава и минерализации пластовых и закачиваемых вод. Снижение эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов в высокоминерализованных средах обусловлено тем, что при контакте технологических жидкостей с пластовыми водами с высоким содержанием солей происходит деструкция молекул химпродуктов, адсорбция химических реагентов, образование осадков, 4 инверсия их структур и, как следствие, уменьшение охвата пластов воздействием и снижение вытесняющей способности технологической жидкости. В связи с этим развитие научных основ и разработка новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов и способов ограничения добычи попутной воды на основе МПДС, способных обеспечить высокий коэффициент нефтеотдачи в пластах с высокоминерализованными водами, являются актуальной задачей, решение которой имеет важное практическое значение для нефтедобывающей отрасли. Важной задачей является изучение влияния степени минерализации и химического состава пластовых вод, используемых при выборе осадкогелеобразующих составов. Цель работы Научное обоснование, разработка и внедрение новых методов воздействия на послойно-неоднородные пласты, насыщенные высокоминерализованными пластовыми водами, на поздней стадии разработки залежей нефти путем регулирования фильтрационного сопротивления обводнённых зон продуктивного пласта с применением водоизолирующих составов на основе ПДС, модифицированных комплексом солей поливалентных металлов. Основные задачи исследований Для достижения поставленной цели были сформулированы и решены следующие задачи: 1) анализ показателей разработки месторождений Казахстана и УралоПоволжья с целью изучения влияния степени минерализации пластовых вод и неоднородности пластов по проницаемости на закономерности обводнения залежей и полноту выработки запасов нефти; 2) выбор химических продуктов, используемых для регулирования заводнения нефтяных залежей и увеличения нефтеотдачи пластов, насыщенных высокоминерализованными пластовыми водами; 3) экспериментальные исследования процессов флокуляции глинистых суспензий полиакриламидом с применением модифицирующих химических добавок в высокоминерализованных пластовых водах; 4) экспериментальные исследования процессов вытеснения нефти на моделях послойно-неоднородных пластов, насыщенных высокоминерализованными водами, с использованием ПДС, модифицированных солями поливалентных металлов; 5) разработка рекомендаций по выбору концентраций компонентов в технологических жидкостях для увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов в широком диапазоне изменения минерализации пластовых вод; 6) разработка программы проведения промысловых испытаний по оценке технологической эффективности модифицированных полимердисперсных систем в различных геолого-физических условиях. Методы решения поставленных задач 1 Гидродинамическое моделирование. 2 Методы физической и коллоидной химии. 5 3 Математическая статистика. 4 Лабораторные, промысловые и геофизические исследования. Научная новизна работы 1 По результатам анализа и обобщения теоретических, лабораторных и промысловых исследований установлено, что при разработке нефтяных залежей, насыщенных высокоминерализованными пластовыми водами, эффективность физико-химических МУН на основе ПДС зависит от комплекса факторов, в том числе от степени минерализация пластовых и закачиваемых вод. 2 Разработаны новые полимерсодержащие глинистые суспензии, модифицированные комплексом солей поливалентных металлов, позволяющие регулировать фильтрационное сопротивление обводненных прослоев неоднородного пласта, насыщенного высокоминерализованными водами (свыше 270 г/л.). В качестве модифицирующих добавок выбраны алюмохлорид и комплекс солей поливалентных металлов (АМГ) (Патент РФ № 2250989). Установлено, что в высокоминерализованных пластовых водах модифицирующие добавки (алюмохлорид и АМГ) усиливают структурномеханические свойства полимерсодержащих глинистых суспензий, что приводит к увеличению остаточного фактора сопротивления обводненного пласта для воды после закачки реагентов от 2,0 до 6,3. Обнаружена зависимость основных реологических характеристик МПДС от концентрации модифицирующих добавок и общей минерализации воды в заводненной зоне пласта. 3 По результатам лабораторных исследований установлена возможность увеличения конечного коэффициента вытеснения нефти за счет применения новой полимерсодержащей глинистой суспензии с модифицирующими добавками на 10-12 % по сравнению с применением обычных полимердисперсных систем. 4 Экспериментально обоснованы и сформулированы геологопромысловые критерии применимости новых технологических жидкостей (ПДС+алюмохлорид+АМГ) при заводнении пластов, насыщенных высокоминерализованными водами с содержанием солей от 130 г/л до 270 г/л. Основные защищаемые научные положения 1 Результаты лабораторных и теоретических исследований по обоснованию возможности улучшения технологических параметров ПДС в среде высокоминерализованных пластовых вод путем ее модификации комплексом солей поливалентных металлов. 2 Технология повышения нефтеотдачи неоднородных обводненных продуктивных пластов, насыщенных высокоминерализованными водами, на основе применения модификации комплексом солей поливалентных металлов МПДС (ПДС + алюмохлорид + АМГ). 3 Результаты промысловых исследований по определению эффективности и выбору оптимальных условий применения МПДС для регулирования процессов заводнения нефтяных залежей, насыщенных высокоминерализованными пластовыми водами. 6 4 Рекомендации по проектированию технологии закачки МПДС (ПДС + алюмохлорид + АМГ) для увеличения конечной нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных залежей. Практическая ценность работы и реализация в промышленности 1 Разработаны и успешно прошли опытно-промысловые испытания новые технологии увеличения конечной нефтеотдачи неоднородных пластов, насыщенных высокоминерализованными водами, на основе использования (ПДС+алюмохлорид+АМГ), эффективные на поздней стадии разработки нефтяных месторождений (Пат. РФ № 2250989). 2 Достоверность научных положений, выводов, рекомендаций диссертационной работы доказана результатами опытно-промысловых работ на месторождениях Терень -Узюк, Солтанат Балгимбаев (Казахстан) и на Вятской площади Арланского месторождения. Внедрение разработанной автором МУН на указанных месторождениях с высокоминерализованными водами позволило получить 72320 т дополнительной нефти из высокообводненных пластов (до 98 %) и уменьшить объем попутно-добываемой воды на 2984000 м3. Апробация работы Основное содержание работы докладывалось на 1-й Международной конференции «Современные проблемы нефтеотдачи пластов. Нефтеотдача2003», г. Москва; 12-й Международной конференции «Нефть, газ и нефтехимия», г. Казань, 2003 г.; Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений», г. Москва, 2004 г.; заочной электронной конференции Российской академии естествознания «Современные проблемы разработки месторождений углеводородного сырья», г. Москва, 2005 г.; ежегодных научно-технических советах ПФ «Эмбамунайгаз». Публикации По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе 6 статей, тезис 1 доклада, 1 патент РФ. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задачи, обоснование теоретических вопросов, участие в лабораторных и промысловых исследованиях, обобщение полученных результатов. Структура и объем работы Диссертация изложена на 171 странице машинописного текста, состоит из введения, 5 разделов, основных выводов, списка использованных источников, состоящего из 117 наименований, содержит 43 рисунка и 59 таблиц. СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной работы, цели и задачи исследований, приводится научная новизна, личный вклад автора, достоверность результатов и выводов, практическая ценность результатов проведенных исследований и апробация работы. 7 В первом разделе дан анализ геологического строения месторождений Эмбенского района Казахстана и приведено текущее состояние их разработки. По геологическому строению месторождения относятся к сложнопостроенным, так как расположены в зоне активной солянокупольной тектоники, и связанные с этим многочисленные разрывные нарушения разбивают залежи на блоки, крылья и поля. Залежи относятся к пластовым сводовым, тектонически и литологически экранированным, коллекторы преимущественно представлены терригенными породами. Анализ геолого-промысловых материалов рассматриваемых месторождений показывает, что к основным геолого-физическим факторам, определяющим условия извлечения нефти из недр и, следовательно, конечную нефтеотдачу, можно отнести следующие: - геологическую неоднородность пластов и свойств нефти и воды; - литолого- минералогический (вещественный) состав коллекторов; - физико-химические свойства нефти и пластовой воды; - условия залегания нефти и воды. Продуктивные пласты нефтяных месторождений являются неоднородными в литолого-фациальном отношении. Показано, что по коллекторским свойствам выделяются следующие виды неоднородности пластов-коллекторов: по проницаемости, пористости, распределению остаточной водонасыщенности, а также порометрическую неоднородность или микронеоднородность. Технологические показатели разработки нефтяных залежей и затраты на добычу существенно зависят от степени неоднородности продуктивных пластов. Для их оценки применяются три вида неоднородности: 1) послойная неоднородность горизонта (пласта), в том числе с наличием гидродинамической связи и ее отсутствием между отдельными пропластками; 2) зональная (площадная) неоднородность горизонта (пласта); 3) пространственная (объемная) неоднородность горизонта (пласта). Установлено, что одним из основных определяющих условий вытеснения нефти водой и конечной нефтеотдачи пласта являются физикохимические свойства насыщающих пласт нефти и воды. На месторождениях Производственного филиала «Эмбамунайгаз» около 50 % остаточных запасов представлены высоковязкими нефтями (вязкость превышает 30 мПа·с). По содержанию асфальто-смолистых веществ эмбенские нефти сильно различаются между собой. Так, содержание силикагелевых смол изменяется от 0,81 до 18,3 %, а содержание асфальтенов доходит до 4,60 %. По содержанию парафина нефти делятся на малопарафинистые с очень низким содержанием парафина 0,8-2,6 % и парафинистые - до 30 %. Относительная плотность нефтей изменяется в широких пределах - от 812 до 937 кг/м3. Одним из основных факторов, осложняющих выработку пластов заводнением и физико-химическими МУН на месторождениях Эмбенского района, является высокая минерализация пластовых вод (таблица 1), на некоторых месторождениях она достигает аномально высоких значений - до 8 681,1 г/л (месторождение Карсак), а её относительная плотность изменяется в пределах 1068,0 до 1186,9 кг/м3. Таблица 1 - Свойства и ионный состав пластовой воды некоторых месторождений Эмбенского района и Урало-Поволжья Наименование рН Вязкость, мПа·с Общая минерализ., г/л Содержание ионов Плотность, кг/м3 Доссор Восточ- Жана- Терень- Арланс- Ромашный талап Узюк кое кинМакат ское 5,7 5,9 6,9 7,1 6,0 6,5 1,109 1,102 1,143 1,036 1,112 1,049 242,0 227,7 353,3 115,3 271,2 130,0 1162 1157 Сl-, мг/экв 1598,5 2192,4 SO42-, мг/экв следы HCO3 , 9,84 1,89 мг/экв 2+ Ca , мг/экв 99,5 123,0 2+ Mg , мг/экв 145,00 125,58 Na++К+, мг/экв 1187 1101 1170 1118 4378,0 17,53 2,52 2000,0 2,00 1378,0 4549,4 16,59 1,01 0,79 292,7 87,30 3997,7 200,0 110,00 1692,0 469,0 1161,2 394,10 324,04 3753,9 3165,8 На основе анализа результатов промысловых исследований, применения гидродинамических и физико-химических МУН показано, что в присутствии минерализованных вод, содержащих ионы кальция и магния, эффективность большинства из них резко снижается. Это обусловлено тем, что при контакте с данными ионами, происходит деструкция молекул химреагентов, абсорбция химических реагентов, образование осадков, инверсия их структур. Установлено, что нефтяные залежи Эмбенского района характеризуются сложным геологическим строением, заключающимся в резкой невыдержанности пластов-коллекторов по площади и разрезу, значительными толщинами продуктивного пласта, многопластовостью, наличием обширных водонефтяных зон, большой проницаемостной неоднородностью, неоднородным строением по составу и свойствам нефти и пластовой воды. Это является основным фактором, определяющим недостаточно высокую эффективность методов заводнения нефтяных залежей. Во втором разделе приведены результаты анализа эффективности разработки месторождений в неоднородных коллекторах с применением различных методов заводнения. Системы разработки с применением заводнения должны отвечать ряду требований, основные из которых следующие: - обеспечение оптимальных темпов отбора разведанных запасов нефти; 9 - достижение максимально возможной конечной нефтеотдачи продуктивных пластов при экономически оправданных затратах; - минимальные объемы нагнетаемой воды и затраты энергии на добычу единицы объема нефти. Изучение опыта разработки нефтяных залежей, а также теоретические и экспериментальные исследования показали, что процесс заводнения зависит от следующих факторов: степени макро - и микронеоднородности, степени вскрытия пластов скважинами, различия вязкости нефти и воды, начальной нефтенасыщенности пород пласта, степени проявления капиллярных сил при вытеснении нефти водой, наличия и размеров водонефтяных зон, системы воздействия на пласт, проявления аномалий вязкости нефти, состава и свойств пластовых и закачиваемых вод и др. Рассмотрены особенности разработки некоторых месторождений Казахстана: Терень-Узюк, Солтанат Балгимбаев, Ровное, Юго-западный Камышитовый и Юго-восточный Камышитовый. На основе анализа и обобщения промысловых данных по разработке данных месторождений Эмбенского района установлено следующее: 1) степень извлечения начальных извлекаемых запасов (НИЗ) на старых месторождениях с длительностью эксплуатации более 30 лет достигает 70-98 %, текущая нефтеотдача составляет 0,211 - 0,475, причем на всех месторождениях, за исключением месторождения Ровное, она ниже проектной; 2) период безводной добычи нефти на всех месторождениях непродолжителен, обводненность добываемой продукции уже на третьем году эксплуатации составляет от 2,9 до 48,4 %, в среднем – 17,6 %. В интервале текущей нефтеотдачи от 0,15 до 0,25 обводненность добываемой продукции на всех месторождениях превышает 60 % (таблица 2); Таблица 2 - Обводненность добываемой продукции при различных значениях текущей нефтеотдачи на некоторых месторождениях Казахстана Месторождение Терень -Узюк Ю.З. Камышитовый Ю.В. Камышитовый Ровное С. Балгимбаев Обводненность добываемой продукции, % масс. Коэффициент текущей нефтеотдачи, д. ед. 0,1 0,2 0,3 0,4 66,8 95,5 96,5 97,6 36,4 50,3 57,9 66,3 1,5 10,0 35,0 42,0 10,2 52,9 77,8 90,9 3) темпы добычи нефти от начальных извлекаемых запасов в начальной стадии разработки достаточно высоки, при τ = 0,05 (τ – безразмерное время) на всех месторождениях они превышают 4 %. Максимальные темпы отбора нефти, равные 3,4 - 11,9 % , достигаются в диапазоне τ = 0,075 - 0,149. Затем темпы 10 отбора нефти монотонно снижаются и при τ =1,13 - 1,83 их значения уже не превышают 1 % (рисунок 1). В 2003 г. годовой темп отбора нефти от НИЗ лишь на месторождении Ровное превысил проектный, в остальных - темпы разработки ниже предусмотренных технологическими документами; 4) добыча воды на одну тонну добываемой нефти в 2003 году составила на месторождении Ю. В. Камышитовый - 2,27 т, Ровное - 2,63 т, Ю. З. Камышитовый - 5,39 т, С. Балгимбаев - 16,5 т, и самый высокий текущий водонефтяной фактор (ВНФ), равный 42,7, получен на месторождении Терень Узюк. Рисунок 1 - Зависимость темпа отбора нефти от НИЗ от безразмерного времени Сравнение проектных и фактических показателей разработки показывает, что на всех месторождениях, кроме месторождения Ровное, реализуемые в настоящее время методы заводнения не обеспечивают достижения проектных коэффициентов нефтеотдачи. Остаточные запасы нефти, приуроченные к ВНЗ и к пластам с высокой обводнённостью добываемой продукции до 99 %, относятся к трудноизвлекаемым. Состояние разработки месторождений является типичным для поздней стадии, закачка воды не решает проблему наиболее полного вытеснения нефти. По нашему мнению, решение данной задачи возможно совершенствованием заводнения с применением МУН, основанных на снижении подвижности вытесняющего агента в высокопроницаемых, промытых зонах и подключении в разработку ранее слабодренируемых и неохваченных воздействием зон пласта. Это позволит замедлить темп падения добычи нефти, снизить содержание воды 11 в добываемой продукции, уменьшить добычу попутно-добываемой воды и объём закачиваемой в пласт воды. Исходя из выполненного анализа ближайшими задачами доразработки рассматриваемых месторождений являются: 1) ограничение движения вод по обводнённым зонам нефтеводонасыщенного коллектора с целью повышения конечной нефтеотдачи пластов с применением физико-химических МУН, основанных на повышении фильтрационного сопротивления обводненных, промытых зон пласта; 2) геолого-технические мероприятия по ограничению вод и доизвлечению остаточной нефти из низкопроницаемых объемов продуктивных пластов необходимо начинать на более раннем периоде разработки. В третьем разделе приведены результаты исследования целесообразности применения методов повышения нефтеотдачи пластов, основанных на повышении фильтрационного сопротивления промытых зон, на поздних стадиях разработки месторождений. Анализ результатов промысловых испытаний методов увеличения нефтеотдачи заводненных пластов применяемых на месторождениях, показывает, что для залежей, находящихся на поздней стадии разработки, наиболее перспективными являются физико-химические, волновые и микробиологические методы воздействия на пласт. По механизму воздействия физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов можно подразделить на три основные группы. Такое подразделение главным образом определяется физико-химическими свойствами закачиваемых технологических жидкостей. 1 Методы, основанные на увеличении коэффициента вытеснения нефти из пористой среды путем улучшения нефтеотмывающих свойств закачиваемой воды. 2 Методы, направленные на повышение охвата продуктивных пластов заводнением. 3 Методы комплексного действия, обеспечивающие прирост и коэффициента нефтевытеснения, и коэффициента охвата пласта воздействием. Объективной необходимостью для повышения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым зонам коллектора и поступления его в скважины. Это приводит к перераспределению закачиваемой воды в пласте, и тем самым создаются условия для извлечения остаточной нефти из малопроницаемых объемов пласта. Возможность совершенствования методов заводнения (на основе повышения охвата пласта воздействием) базируется на следующих теоретических положениях. Используя известное равенство, учитывая линейный характер вытеснения, можно получить выражение для удельного расхода нефти - qH (м3/с·м) при общем удельном расходе жидкости - q (м3/с·м): 12 qн kн / н k q в G , k н / н kв / в в (1) где kн – фазовая проницаемость пласта по нефти; kв - фазовая проницаемость пласта по воде; q – общий удельный расход жидкости; qн – общий удельный расход нефти; G - модуль предельного градиента давления, необходимого для разрушения структуры в нефти. Из формулы (1) следует, что при заводнении в стационарном и нестационарном режимах фильтрации приток нефти из нефтеводонасыщенного пласта зависит от подвижности воды - kв/в. С уменьшением величины kв/в приток нефти будет возрастать, т.е. повышение фильтрационного сопротивления обводнённой части пласта приводит к увеличению отбора нефти. Возможность ее решения была подтверждена в работах А.Ш. Газизова созданием полимердисперсных систем (ПДС и МПДС) в пластовых условиях на основе водорастворимых полимеров, обеспечивающих повышение фильтрационного сопротивления обводненных зон пласта и увеличение охвата заводнением менее проницаемых нефтесодержащих пропластков. Используя концепцию повышения нефтеотдачи пластов на основе увеличения фильтрационного сопротивления промытых зон нефтеводонасыщенного коллектора, были созданы разнообразные физикохимические МУН с использованием различных материалов, которые в настоящее время широко применяются на месторождениях при добыче нефти. В то же время анализ физико-химических МУН, применяемых в различных нефтедобывающих регионах, показал, что в настоящее время отсутствуют эффективные технологии для доизвлечения остаточных нефтей из пластов, насыщенных высокоминерализованными водами (свыше 120 130 г/л). Как следует из данных таблицы 3, практически для всех применяющихся МУН минерализация вод является ограничивающим фактором, резко снижающим их эффективность. Ввиду сосредоточения значительных запасов нефти в залежах, насыщенных высокоминерализованными водами, создание физико-химических МУН, способных обеспечить высокий коэффициент конечной нефтеотдачи в пластах с высокоминерализованными водами, является одной из актуальных задач разработки нефтяных месторождений. В работе выполнен анализ эффективности МУН, применяющихся на месторождениях Эмбенского района. Одним из широко применяемых методов увеличения нефтеотдачи в ПФ «Эмбамунайгаз» является электровоздействие. За период с 1996 по 2002 год проведено 109 обработок на пяти месторождениях, в результате дополнительно извлечено 68367,6 т нефти, в среднем 627 т на 1 обработку. На месторождениях Жанаталап, Гран и Ю.В. Камышитовый применялась технология акустической реабилитации скважин и пластов (АРСиП). На месторождении Жанаталап в результате акустического воздействия дебит нефти увеличился в 1,5 –2 раза. В то же время на восьми объектах месторождения Ю.В. Камышитовый, где также было проведено акустическое 13 воздействие, результаты оказались неэффективными. Сократились объемы добываемой жидкости, уменьшились от 10 до 95 % средние дебиты по нефти, произошло резкое (в 1,5 –5,4 раза) возрастание обводненности добываемой продукции. Таблица 3 - Потенциальные возможности и факторы, влияющие на изменение эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов в условиях залежей, насыщенных высокоминерализованными водами УвелиКритический фактор применения рабочего агента чение вытесняющей жидкости МУН нефтеотдачи, % Водораст- 2,5 - 3,0 ПАВ отличает высокая чувствительность к качеству воды воримые – содержание кислорода, микроорганизмов и мехпримесей, ПАВ которые в состоянии свести эффект его применения к нулю. С повышением минерализации пластовых вод эффект МУН снижается в связи с возрастанием межфазного натяжения между нефтью и раствором ПАВ. Для получения эффекта подбирается смесь различных ПАВ индивидуально для каждого объекта, что повышает эффективность, но значительно удорожает МУН. Полимер4,0-5,0 Биологическая и механическая деструкция ПАА уменьшает ное молекулярную массу полимера и, как следствие, его заводнезагущающую способность. ние, В минерализованной воде в 5-10 раз уменьшается вязкость СПС, растворов гидролизованного полиакриламида, что резко ВУС, снижает величину остаточного фактора сопротивления. темпоВ пласте с проницаемостью более 1,5 мкм2 практически не скрин проявляется остаточный фактор сопротивления. Методы неэффективны при пластовых температурах выше 70ºС. Щелочное 2,0-8,0 Жесткие критерии применимости метода по активности заводненефти. Минерализация пластовых и закачиваемых вод, как ние и большое содержание глин в породе, исключают возможность применения метода, так как в этих условиях не происходит образование нефтевытесняющего агента – ПАВ при взаимодействии щелочи с нефтью. ИХН-КА, 4,0-7,0 Метод реализуется в образующейся в пластовых условиях Галка системе при рН=9,5-10,5. Минерализация вод нарушает фазовое равновесие системы и резко снижает эффективность метода. ПДС, 5,0-13,0 Методы эффективны в пресных слабоминерализованных ВДС, водах. Минерализация воды снижает эффективность КДС метода, что связано со значительным уменьшением вязкости полимеров в минерализованных пластовых водах и снижением прочности образующихся в минерализованных средах полимерминеральных и волокнистоминеральных комплексов. 14 В результате применения технологии на основе темпоскрина на трех месторождениях дополнительная нефть получена только на одном из них С. Балгимбаев, в среднем 343,1 т на 1 обр. На месторождениях Жанаталап и Ю.В. Камышитовый применение темпоскрина привело к снижению добычи нефти. Это можно объяснить целым рядом факторов: - снижение вязкости закачиваемого темпоскрина на порядок в высокоминерализованных пластовых водах, характерных для месторождений Жанаталап (300 г/л) и Ю.В. Камышитовый (196 г/л), что обусловливает низкий охват пласта воздействием; - высокая обводненность добываемой продукции, превышающая 70 %. Неуспешными на месторождениях ПФ «Эмбамунайгаз» оказались и опытные закачки сшитых полимерных составов (СПС). Для извлечения остаточных нефтей в сложных геолого-физических условиях месторождений Казахстана не были использованы МУН типа ПДС, основанные на повышении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых зон пласта, специально разработанные для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти на поздних стадиях разработки месторождений. Методы повышения нефтеотдачи пластов на основе ПДС показали высокую эффективность, что обусловило их широкое применение на нефтяных месторождениях России – объем внедрения составляет 2500 участков, количество дополнительно добытой нефти превышает 3000 т на 1 обработку при длительности эффекта более трех лет. В то же время анализ их применения в различных нефтяных регионах показал, что в пластовых водах с содержанием солей свыше 120-130 г/л эффективность технологии снижается. В связи с этим, стала очевидной необходимость создания новой технологии повышения нефтеотдачи пластов на основе ПДС для высокоминерализованных сред. Показано, что проблема разработки МУН на основе ПДС для высокоминерализованных вод может быть решена введением в структуру полимерминерального водоизолирующего материала реагентов, улучшающих ее реологические и механо-прочностные свойства. В четвертом разделе изложены результаты экспериментальных и теоретических исследований по обоснованию оптимального состава полимерсодержащих глинистых суспензий с добавлением модификаторов для образования водоизолирующих составов в заводненных объемах неоднородных пластов, насыщенных высокоминерализованными водами. В качестве реагентов, используемых для модификации ПДС, были использованы алюмохлорид и комплекс солей поливалентных металлов (АМГ). Процесс формирования модифицированных систем (МПДС) в реальных условиях определяется рядом факторов: оптимальными концентрациями реагентов, скоростью фазового разделения, составом модифицирующих агентов и пластовых вод, структурой осадков, их реологическими и прочностными характеристиками и, как результат, способностью повышать фильтрационное сопротивление для воды. 15 В основе образования МПДС, включающих водную суспензию глинопорошков, водный раствор гидролизованного ПАА и модифицирующие добавки, лежит процесс флокуляции. Для сравнительного исследования флокуляции в пресной и минерализованной воде был выбран режим стесненного оседания, так как этот режим наиболее полно соответствует стерически затрудненной флокуляции в поровом пространстве. Метод стесненного оседания позволяет оценить скорость формирования осадка, его объем и плотность. Флокулирующая способность полимера оценивалась по зависимости степени осветления дисперсии от времени. Для характеристики флокулирующего эффекта использовали параметр D=0,5(c=0) /0,5(c) - 1 , (2) где 0,5(c) и 0,5(c=0) - времена накопления половины от максимальной массы осадка (время полуосаждения) соответственно в присутствии ПАА и без него. Максимальный флокулирующий эффект в пресной воде отмечен для концентрации полиакриламида в системе 0,7·10–4 кг/м3 и 4 %-ной глинистой суспензии. Изучено влияние модифицирующих добавок, которые используются в технологиях МПДС, на параметры флокуляции в минерализованной воде. Увеличение флокулирующего эффекта в присутствии электролитов в системе описано А.А. Газизовым и А.Ш. Газизовым с соавторами и связано с синергизмом коагуляции и флокуляции. В этом случае роль электролитов – минеральных солей, содержащихся в пластовой воде, сводится к предварительной «подготовке» суспензии – агрегации частиц тонкодисперсной фракции за счет снижения барьера электростатических сил отталкивания. С ростом концентрации электролита в результате сжатия двойного электрического слоя и снижения электрокинетического потенциала высота этого барьера снижается и создаются условия для беспрепятственного сближения частиц и их взаимодействия через адсорбированный полимер. Алюмохлорид имеет четко выраженный максимум действия в зависимости от концентрации (рисунок 2), в его присутствии необходима меньшая доза флокулянта для связывания частиц во флокулы. Алюмохлорид действует на процесс флокуляции по механизму, включающему и перезарядку частиц, и связывание макромолекул ПАА во внутримолекулярный комплекс, а в процессе уплотнения осадка возможно и образование межмолекулярного комплекса. Выполнен комплекс исследований по изучению зависимости эффективной вязкости сфлокулированных осадков, полученных в результате седиментации суспензий глин в присутствии ПАА и модифицирующих добавок, от напряжения и скорости сдвига, концентрации компонентов, ионной силы минерализованной пластовой воды, температуры и времени существования осадков. 16 Концентрация алюмохлорида (по массе): 1-0,2 %; 2-0,4 %; 3-0,6 %; 4-0,8 % Рисунок 2 - Зависимость флокулирующего эффекта D от концентрации ПАА при различных концентрациях алюмохлорида для Серпуховской глины ППБ (С = 4 % по массе) Экспериментальными исследованиями доказано, что вязкость осадков существенно выше, чем вязкость суспензий – почти на два порядка. Очень высокая вязкость ПДС по сравнению с вязкостью глинистых суспензий объясняется возникновением структуры в присутствии полиакриламида. Модифицирующие добавки вызывают увеличение предельного напряжения сдвига – прочности системы, и отмечается рост напряжения ползучести, т.е. они являются эффективным структурообразователями для МПДС. Обнаружено, что в процессе старения МПДС существенно возрастают его прочностные характеристики. Все это способствует формированию протяженной структурированной системы МПДС в реальных условиях пласта, уплотняющейся со временем и обеспечивающей высокие эксплуатационные качества. Процесс образования МПДС, являющейся полимерминеральной структурированной системой, который происходит только при очень низких концентрациях компонентов системы, позволяет перенести осадкогелеобразование на отдаленное расстояние от призабойной зоны пласта. Этот факт позволяет значительно увеличить охват пласта воздействием. Добавлением модификаторов в ПДС можно регулировать процессы, происходящие в поровом пространстве, изменяя физические и технологические параметры системы в зависимости от геолого-физических характеристик нефтяной залежи и минерализации пластовых и закачиваемых вод. Экспериментальные исследования по вытеснению нефти с применением МПДС проводились на линейных моделях в полном соответствии с требованиями РД на выполнение лабораторных опытов. Послойно- 17 неоднородный пласт моделировался параллельным соединением гидродинамически несвязанных разнопроницаемых пористых сред. двух Таблица 4-Результаты моделирования процессов нефтевытеснения на моделях неоднородного пласта с применением МПДС для условий продуктивных пластов Вятской площади Арланского месторождения Характеристики пористой среды Номер пласта проницаемость, мкм2 нач. нефтепориснасытость, щен% ность, % Показатели к концу первичного заводнения средобводкоэф- ний ненМУН фици- коэфность ент фиципровытес- ент дукнения, нефтеции, % отда% чи, % 67,4 100.0 14,1 0,0 ПДС 43,8 97,6 Прирост коэффициента вытеснения, % Rост 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 п.о. п.о. п.о. п.о. п.о. 3,200 76,6 27,5 0,270 76,5 21,9 1 1,51 0,8 1,6 2,7 по пласту 3,000 79,5 26,7 78,0 100,0 ПДС+ 0,250 75,1 23,5 28,3 0,0 2 алюмо 3,94 10,4 14,2 обв. по 52,3 97,8 хлорид пласту 5,100 81,0 27,7 69,1 100,0 0,500 79,0 24,5 26,3 0,0 ПДС + 3 2,20 0,5 6,6 7,9 АМГ по 49,2 97,3 пласту 5,300 78,7 26,1 73,4 100,0 ПДС + 0,530 79,5 24,1 24,6 0,0 алюмо4 6,37 9,0 13,3 14,9 хлорид по 49,9 98,4 + АМГ пласту: Примечание - п.о. – безразмерные объемы прокачанной жидкости. 3,7 4,2 обв. обв. 8,2 обв. 15,8 16,2 В качестве модели нефти использовались нефти Вятской площади Арланского месторождения и месторождения Жанаталап с добавлением очищенного керосина. Плотность нефти составляла 882 кг/м3 и 860 кг/м3, соответственно, динамическая вязкость - 28,5 мПа·с и 14,5 мПа·с. Минерализация пластовой и закачиваемой вод - 271,8-353,4 г/л. Результатами моделирования процессов нефтеизвлечения при воздействии системы «ПДС-алюмохлорид-АМГ» на неоднородный нефтенасыщенный пласт доказано перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата заводнением в продуктивных пластах с минерализацией пластовых вод 270 г/л и выше. Закачивание раствора полимера, глинистой суспензии и модифицирующих добавок, растворы которых приготовлялись на минерализованных водах, при обводненности продукции 95-99 %, приводит к увеличению фильтрационного сопротивления 18 высокопроницаемой части пласта от 2,20 до 6,37, к одновременному увеличению скорости фильтрации (темпа выработки) в низкопроницаемой части и извлечению дополнительного количества нефти (таблица 4). Установлено, что разработанная технология, предусматривающая последовательное закачивание ПДС, вслед за алюмохлоридом и АМГ в обводнённый продуктивный пласт, насыщенный высокоминерализованными водами (270 г/л и выше), позволяет повысить в лабораторных условиях эффективность применения базовой ПДС на 10 - 12,0 %. В пятом разделе приведены результаты промысловых исследований по оценке эффективности технологий совершенствования заводнения неоднородных пластов, насыщенных высокоминерализованными водами, на основе применения ПДС, модифицированных алюмохлоридом и АМГ. В качестве объектов для промысловых испытаний были выбраны месторождения С. Балгимбаев, Терень-Узюк Республики Казахстан и Вятская площадь Арланского месторождения, приуроченные к сложнопостроенным терригенным коллекторам, насыщенным высокоминерализованными пластовыми водами (свыше 270 г/л). Основным объектом разработки на Вятской площади является терригенная толща нижнего карбона (ТТНК), свыше 80% начальных запасов нефти на Вятской площади приурочены к пластам СVI – бобриковского и CVIo, CV, CIV, CIVo, CIII, CII, CI-тульского горизонтов, характеристики которых приведены в таблице 5. Таблица 5 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона Вятской площади Арланского месторождения Параметры Средняя общая толщина, м. Средняя эффективная толщина, м Средняя нефтенасыщенная толщина, м Коэффициент распространения, д.ед. Коэффициент расчлененности, д.ед. Коэффициент песчанистости, д.ед. Проницаемость, мкм2 Пористость, д.ед. Нефтенасыщенность, д.ед. Начальная пластовая температура, ºС Начальное пластовое давление, МПа Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 Газосодержание, м3/т Минерализация пластовой воды, г/л. Плотность пластовой воды, кг/м3 CI 1,4 1,4 1,4 0,38 1,00 0,997 0,229 0,19 0,78 CII 1,5 1,5 1,5 0,13 1,02 0,977 0,411 0,19 0,80 CIII 3,4 3,4 3,4 0,9 1,11 0,977 1,092 0,23 0,90 CIVo CIV CV CVIo 1,4 1,5 1,9 1,4 1,4 1,5 1,8 1,4 1,4 1,5 1,8 1,4 0,05 0,29 0,56 0,04 1,00 1,00 1,01 1,00 1,000 1,000 0,999 0,979 0,746 0,279 0,726 0,19 0,20 0,21 0,18 0,77 0,78 0,81 0,79 24 -28 12,1 24,16 882 16,4 271,8 1170-1180 СVI 14,0 8,4 8,4 0,89 1,82 0,759 1,113 0,23 0,89 19 Терригеннная толща нижнего карбона сложена переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углистых и карбонатных пород. Коллекторами нефти в ТТНК на Вятской площади являются мелкозернистые песчаники, крупнозернистые алевролиты, которые чередуются с прослоями глинистых и углисто-глинистых пород. Преобладающие толщины различных прослоев аргиллитов колеблются от 0,4 до 3,0 м. Продуктивые пласты Вятской площади Арланского месторождения характеризуются существенной неоднородностью по всем основным параметрам: по нефтенасыщенной толщине пластов (1,4 - 8,8 м), по проницаемости (0,229–1,113 мкм2), по коэффициентам песчанистости, расчлененности и др. Текущее состояние разработки залежей на Вятской площади Арланского месторождения характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции, достигающей 84-97 %. Остаточные запасы нефти в основном сосредоточены в низкопроницаемых пропластках и зонах, извлечение которых требует применения методов воздействия на залежи, позволяющих ограничить движение закачиваемой воды по высокопроницаемым прослоям и активизировать процессы нефтевытеснения по малопроницаемым прослоям и зонам в условиях высокой минерализации пластовых вод. Таким образом, горно-геологические условия и состояние разработки залежей нефти выбранного месторождения вполне соответствуют основным требованиям применимости МУН с использованием ПДС, модифицированных комплексом солей поливалентных металлов. При проведении промысловых экспериментов оценивалось влияние на эффективность испытуемых технологий следующих факторов: 1) степень расчлененности продуктивных пластов объектов разработки; 2) степень обводненности продукции отдельных скважин и опытного участка в целом; 3) приемистость нагнетательных скважин; 4) состав, физико-химические свойства и минерализация пластовых и закачиваемых в пласт вод; 5) составы МПДС и концентрации химических реагентов в технологических жидкостей; 6) объемы закачиваемых оторочек на метр эффективной толщины пласта, последовательность и цикличность закачивания технологических жидкостей. В программе проведения промысловых испытаний предусматривался комплекс промысловых, геолого-физических и гидродинамических исследований до и после закачки технологических жидкостей (МПДС). Объем исследований, в основном, соответствовал требованиям отраслевых руководящих документов по промысловым испытаниям новых МУН (РД-15339.1-0.04-96). Технология воздействия на обводненные послойно-неоднородные пласты с использованием модифицированных ПДС заключается в последовательной чередующейся закачке алюмохлорида совместно с АМГ и ПДС. 20 В соответствии с результатами лабораторных исследований и с учетом опыта промыслового применения ПДС были определены объемы закачки технологических жидкостей в каждом цикле. По выбранной схеме закачивание технологических жидкостей в пласт включало следующие этапы работ: 1) определение приемистости пласта путем нагнетания воды; 2) закачка 30-50 м3 модифицирующих добавок; 3) закачка 5-10 м3 воды в качестве разделительной жидкости между компонентами технологической жидкости; 4) циклическая закачка ПДС по схеме: 50-100 м3 – водного раствора ПАА; 5-10 м3 - воды в качестве разделительной жидкости; 50-100 м3 - глинистая суспензия; 5-10 м3 - воды в качестве разделительной жидкости; 5) продавливание всей этой системы водой в пласт. Объёмное соотношение раствора ПАА и глинистой суспензии составляет 1:1. Приготовление низкоконцентрированных растворов ПАА и глинистой суспензии осуществляется на сточной воде с минерализацией 270 г/л. Весовое соотношение ПАА и АМГ составляет (2-5):1 в зависимости от приемистости скважины, геолого-физических условий пласта и минерализации закачиваемых и пластовых вод. Обработка, анализ и обобщение результатов наблюдений за работой нагнетательных и реагирующих добывающих скважин позволили оценить технологическую эффективность исследуемых способов совершенствования заводненных нефтяных залежей на поздней стадии разработки с применением МПДС. В процессе закачивания МПДС происходит значительное повышение давления нагнетания технологических жидкостей и воды или некоторое уменьшение коэффициента приемистости скважины (таблица 6). Таблица 6 - Технологические параметры закачки МПДС в нагнетательную скв. 6450 на Вятской площади Арланского месторождения Перф. пласт Интервал Дата Технологические перфорации обработ- показатели закачки м / сут Qнач м3 / сут Q ки , , 3 кон Рнач C3 C4 1284,41289,2 1295,21298,8 07.2003 МПа 320/10,5 Ркон МПа 180/15,0 Расход реагентов наименом3 вание ПАА ГП алюмохлорид +АМГ 400 400 Объем технологич. жидкости, м3 836,7 36,7 По результатам исследований профилей приемистости пластов в нагнетательных скважинах до и после закачки МПДС установлено, что после закачки происходит перераспределение закачиваемой воды по интервалам пласта. В результате такого воздействия вступают в работу ранее не работавшие интервалы, имеющие относительно высокую текущую нефтенасыщенность. На рисунках 3 и 4 приведены примеры, показывающие 21 перераспределение закачиваемой воды по толщине пласта после закачки МПДС. 0 5 10 КС 15 25 мВ - + мм 0 200 0 200 м3/сут ПС - 230 Глубина, м - 250 -270 25 м м -290 -310 -330 а) б) в) Рисунок 3 - Диаграммы геофизических исследований (а) нагнетательной скважины № 149 и профиля приемистости пласта до (б) и после (в) воздействия МПДС на месторождении Тюрень-Узюк 0 10 КС - 1284 50 м м 20 30 - 10 мВ 40 + мм 0 200 0 200 м3/сут ПС - 1288 Глубина, м -1292 -1296 -1300 -1304 -1308 -1312 -1316 а) б) в) Рисунок 4 - Диаграммы геофизических исследований (а) нагнетательной скважины № 6450 и профиля приемистости пласта до (б) и после (в) воздействия МПДС на Вятской площади Арланского месторождения 22 Результаты контроля по содержанию воды в добываемой жидкости из реагирующих скважин опытных участков показали, что после закачки МПДС происходит дополнительная добыча нефти, существенное уменьшение обводненности окружающих скважин, снижение объемов попутно-добываемой воды. При этом также уменьшается суммарная добыча жидкости из пласта, что позволяет сократить закачку в залежь воды для поддержания пластового давления (таблица 7). Таблица 7 - Результаты применения системы «ПДС-алюмохлорид-АМГ» на Вятской площади Арланского месторождения по состоянию на 01.03.2005 г. Год обработки Номер участка Количество нагнетательных скважин Дополнительная добыча нефти, т Текущая удельная эффективность, т/обр. Снижение объемов попутнодобываемой воды, м3 2003 1 2 3 2 7792 5623 2597 2812 259516 191359 5 13415 2683 450875 3 5 3 175 4925 844 58 985 281 3388 12979 22863 11 16 5944 19359 540 209230 660105 Итого 2004 Итого Всего 3 4 5 Фактические результаты промысловых экспериментов с применением модифицированных ПДС на месторождениях Республики Казахстан подтвердили эффективность их использования для совершенствования заводнения нефтяных залежей, насыщенных высокоминерализованными водами, и увеличение конечной нефтеотдачи пластов. За счет применения разработанных технологий и рекомендаций автора на месторождениях ТереньУзюк и С. Балгимбаев за 2004-2005 годы дополнительно добыто за счет увеличения нефтеотдачи пластов 19988 т нефти и на 1200338 м 3 сокращен объем попутно-добываемой воды. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1 В результате анализа динамики показателей разработки некоторых месторождений Урало-Поволжья и Казахстана установлено, что эффективность известных физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов снижается по мере роста минерализации пластовых вод в связи с их влиянием на свойства нефтевытесняющих жидкостей, образующихся в пласте. 2 Разработаны и экспериментально исследованы составы полимердисперсных систем, модифицированных комплексом солей 23 поливалентных металлов, позволяющие увеличить охват продуктивных пластов воздействием путем повышения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых промытых зон сложно-построенных пластов с высокоминерализованными пластовыми водами: установлено, что в условиях пластов, насыщенных высокоминерализованными водами, реологические и прочностные свойства образующихся металлполимерных структурированных систем зависят от концентраций исходных химических продуктов, степени минерализации и химического состава пластовых вод. Изучены закономерности взаимодействия компонентов технологической жидкости с солями металлов, присутствующих в пластовых водах; - по результатам экспериментальных исследований на моделях послойнонеоднородных пластов изучены закономерности процессов взаимодействия между компонентами ПДС, остаточной нефтью и другими элементами нефтеводонасыщенной пористой среды. Установлена возможность довытеснения остаточной нефти путем увеличения коэффициента охвата пластов воздействием и коэффициента вытеснения нефти. Показано, что в условиях экспериментальных исследований прирост коэффициента нефтеотдачи по сравнению с базовой ПДС составил 10-12 %. 3 Предложены принципы выбора оптимального состава технологических жидкостей, закачиваемых в пласт для образования полимердисперсных систем, увеличивающих фильтрационное сопротивление высокопроницаемых промытых зон продуктивных пластов, повышение охвата пластов воздействием и конечной нефтеотдачи. 4 Разработан и защищен патентом РФ способ разработки нефтяных залежей, насыщенных высокоминерализованными водами, с применением ПДС, модифицированных комплексом солей поливалентных металлов (Пат. РФ № 2250989). 5 Научно обоснованы и проведены опытно-промысловые работы на месторождениях Терень-Узюк и С. Балгимбаев (Казахстан), а также на Вятской площади Арланского месторождения по оценке эффективности технологии повышения нефтеотдачи при разработке залежей с высокоминерализованными водами на поздней стадии разработки. По результатам промысловых экспериментов дополнительная добыча нефти составила 72320 т, и сокращен объем попутно-добываемой воды на 2984000 м3. 6 Результаты промысловых экспериментов в 2003-2006 годах на месторождениях Казахстана и Арланского месторождения Башкортостана позволяют рекомендовать технологии на основе модификации ПДС комплексом солей поливалентных металлов для широкого использования при разработке залежей с высокоминерализованными водами (270 г/л) на поздней стадии добычи нефти в высокообводненных терригенных коллекторах. 24 СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ 1 Газизов А.А., Дузбаев С.К., Утегалиев С.А. Технологии комплексного действия – эффективное решение проблемы повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами //Нефтегаз.- 2005.- № 3.- С. 72-75. 2 Дузбаев С.К., Куанышев А.Ш., Нуралиев Б.Б. Перспективы нефтегазоностности п-ва Бузачи в связи с разломной тектоникой //Нефть и Газ.2000.- № 3.- С. 31-42. 3 Дузбаев С.К., Куанышев А.Ш., Нуралиев Б.Б. Тектонические активные зоны и перспективы нефтегазоносности юга Прикаспийской впадины и её обрамления //Нефть и Газ.- 2001.- № 1.- С. 34-39. 4 Дузбаев С.К., Таскинбаев К.М. Результаты внедрения новых технологий повышения нефтеотдачи пластов и задачи ОАО «Эмбамунайгаз» по широкому внедрению эффективных МУН //Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений: материалы Междунар. технологического симпозиума.- М., 2004.- С. 29-31. 5 Дузбаев С.К., Утегалиев С.А., Газизов А.Ш., Газизов А.А., Комаров А.М. Опыт применения модифицированных ПДС для повышения нефтеотдачи пластов, насыщенных высокоминерализованными пластовыми водами //Современные проблемы разработки месторождений углеводородного сырья: тез. докл. электронной конференции Российской академии естествознания, 1520 окт. 2005 г.// Современные наукоемкие технологии.- 2005.- № 9.- С. 93 – 95. 6 Дузбаев С.К., Утегалиев С.А., Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение нефтеотдачи пластов, насыщенных высокоминерализованными пластовыми водами // Вестник УдГУ.- 2005.- № 11.- С. 197 - 210. 7 Пат. 2250989 Российская Федерация, МКИЕ 21В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи / Газизов А.Ш., Газизов А.А., Граханцев Н.М., Дузбаев С.К. – № 2004124549; заявл. 13.08.04; опубл. 27.04.05, Бюл. № 12. 8 Утегалиев С.А., Дузбаев С.К., Газизов А.А., Газизов А.Ш. Физикохимические МУН - высокоэффективные средства доизвлечения остаточных нефтей // Интервал.- 2005.- № 6.- С. 49-54.
