Испытание различных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) (физико-химических, газовых, тепловых) за последние 10-15 лет на месторождениях Западной Сибири и ОАО «Юганскнефтегаз», а также проведенный комплекс лабораторных исследований по разработке новых технологий позволили выделить оптимальные значения граничных параметров эффективного применения МУН
в условиях продуктивных пластов групп А, Б, Ю, находящихся на разных стадиях разработки. Кроме того, при определении граничных параметров эффективного применения методов и технологий были использованы данные, опубликованные в научно-технической литературе.
Обоснование зон и участков воздействия.
Ефремовское месторождение – небольшое месторождение, приуроченное к южному окончанию Мамонтовской структуры, что обуславливает аналогичные с Мамонтовским месторождением коллекторские свойства и геолого-физическое строение.
В настоящее время на месторождении в разработке находятся продуктивные пласты БС10 и БС11. Проведенный в работе /25/ анализ основных геолого-физических характеристик продуктивных пластов БС10 и БС11 с точки зрения применимости физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов позволил выделить на продуктивных пластах Ефремовского месторождения характерные зоны, которые являются наиболее перспективными для проведения на них мероприятий по увеличению нефтеотдачи различными методами.
Горизонт БС10 представлен двумя залежами пластового сводового типа. В пределах основной залежи выделяются три небольших локальных поднятия, благодаря чему ЧНЗ разрывается на три части:
Особенностями геолого-физического строения продуктивного пласта БС10являются:
– представлен двумя залежами, причем Восточно-Ефремовская залежь вскрыта несколькими скважинами, без системы ППД;
– основная залежь – пластовая сводовая с подошвенной водой (ВНЗ составляет 72 %), имеет сложную структуру, обуславливающую разрыв ЧНЗ и всей площади на три части соответственно локальным поднятиям и различный уровень присутствия воды в разрезах скважин.
– глинистая перемычка между нефте– и водонасыщенной частью в большинстве скважин практически отсутствует, вместе с тем нефтенасыщенная часть разреза почти по всей площади нефтеносности имеет преимущество в проводимости, что снижает влияние подошвенных вод на работу скважин;
– изменение основных геолого-физических характеристик коллекторов по площади согласно особенностям структуры при общем хорошем уровне ФЕС, средняя проницаемость составляет 0,395 мкм2.
Перечисленные особенности пласта БС10 предопределяют большой риск потери закачиваемых потокоотклоняющих рабочих растворов химреагентов в водонасыщенной подошвенной части пласта.
В настоящее время на продуктивном пласте БС10Ефремовского месторождения для применения физико-химических МУН можно выделить зону в районе действующих нагнетательных скважин 507, 508, 509, 510, 522, находящихся в ЧНЗ и скважин 505, 219, 513, 517, 520, находящихся в ВНЗ. В ближайшие годы и в последующем рекомендуется охватить воздействием всю площадь залежи в целом.
Горизонт БС11 сложен аналогично БС10 и имеет мощную аргиллитовую покрышку толщиной 20-40 м. Структура основной залежи в основном повторяет структуру вышележащего БС10, однако западное поднятие принимает малые размеры и основными структурными единица ми залежи остаются связанное с Мамонтовской структурой северное поднятие и более самостоятельный южный купол.
Особенностями продуктивного пласта БС11являются:
– представлен двумя водоплавающими залежами, причем основная залежь отличается самостоятельностью от Мамонтовской структуры;
– сложность структуры основной залежи, обусловленная изменчивостью геолого-физических характеристик коллекторов по разрезу, а также долей присутствия воды в разрезах скважин;
– глинистая перемычка между нефте– и водонасыщенной частью присутствует лишь в 9 % скважин, при этом водонасыщенная часть разреза имеет преимущество по проводимости на большинстве площади нефтеносности, что обуславливает сильное влияние подошвенных вод на процесс разработки;
– средняя проницаемость составляет 0,211 мкм2.
На продуктивном пластеБС11к обработке рекомендуются нагнетательные скв.907, 909, 910, 911, 916, 918, 921. В ближайшие годы и в последующем рекомендуется охватить воздействием всю площадь залежи в целом.
Обоснование применяемых методов и технологий.
Для условий продуктивных пластов БС10, БС11,, находящихся на заключительной стадии разработки, рассмотрена возможность применения следующих наиболее распространенных методов увеличения нефтеотдачи (технологий): физико-химических (закачка водных растворов НПАВ, применение потокоотклоняющих технологий, объединяющих широкий круг химических реагентов и композиций на их основе); газовых (водогазовое воздействие) и тепловых методов с учетом реальной возможности обеспечения их необходимыми химическими реагентами и оборудованием на разрабатываемом месторождении. Отдельно рассмотрены гидродинамические методы первой группы согласно РД 153-39.0-110-01 /26/.
Физико-химические МУН широко применяются на продуктивных пластах месторождений Западной Сибири и ОАО «Юганскнефтегаз» с различными геолого-физическими характеристиками и находящихся на разных стадиях разработки. Их применение на Ефремовском месторождении находится на стадии опытно-промысловых испытаний.
Выбор предлагаемых к внедрению МУН и технологий в целом для условий продуктивных пластов Ефремовского месторождения осуществлялся в три этапа.
На первом этапе на основании геолого-физических характеристик продуктивных пластов и существующих для каждого метода критериев их эффективного применения выбирались методы воздействия.
На втором этапе выбирались базовые технологии, а на третьем – окончательный выбор конкретных технологий воздействия, составов и композиций реагентов.
Кроме того, при выборе методов и конкретных технологий принимались во внимание результаты ретроспективного анализа ранее проведенных работ на Ефремовском месторождении и месторождениях с аналогичными геолого-физическими характеристиками продуктивных пластов (Тепловское, Мамонтовское месторождения) с учетом экономических показателей (себестоимость добычи нефти, стоимость реагентов и их доставки, технологическая возможность реализации метода).
В таблице П.3.5.1 приведены геолого-физические характеристики продуктивных пластов БС10 и БС11 и оптимальные значения граничных параметров применения рассматриваемых МУН, по которым путем их сопоставления давалось заключение о рекомендации к применению того или иного метода.
Краткое описание механизма действия указанных методов и причины, ограничивающие их применение, в условиях продуктивных пластов приводятся ниже:
Закачка водных растворов НПАВ (конц. 1-10 %). Применение данного метода увеличения нефтеотдачи способствует доотмыву остаточной нефти при низкой концентрации НПАВ. При высокой концентрации НПАВ (5-10 %) механизм действия заключается в изоляции водопромытых интервалов за счет создания стойкой водонефтяной эмульсии и образования отдельной фазы (эффект высаливания НПАВ от теплового воздействия) /27/. Кроме того, образующаяся эмульсия и отдельная фаза обладают повышенным фильтрационным сопротивлением, что приводит к снижению скорости фильтрации флюидов в высокопроницаемых (водопромытых) интервалах и перераспределению фильтрационных потоков.
Из таблицы П.3.5.1 видно, что ограничивающими факторами для применения технологии закачки водных растворов НПАВ (конц.0,1-10,0 %) на продуктивных пластах БС10 и БС11 являются высокая текущая обводненность добываемой продукции (от 77 до 86 %) и наличие водонефтяных зон. Применение технологии целесообразно только на продуктивных пластах с преобладанием ЧНЗ (ЧНЗ > 50 %) при текущей обводненности до 60 % /28-31/. В условиях продуктивных пластов БС10, БС11 с текущей обводненностью более 80 % и наличием водонефтяных зон, воздействие гидрофилизирующими растворами НПАВ приведет к увеличению фазовой проницаемости по воде,так как адсорбция НПАВ повышает гидрофильность полимиктовых пород продуктивных пластов.
Потокоотклоняющие технологии физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Механизм действия технологий направлен на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин и перераспределение фильтрационных потоков в неоднородных по проницаемости и высокообводненных пропластках продуктивных пластов.
Потокоотклоняющие технологии по степени «жесткости» воздействия разделены на три группы: технологии на основе гель-осадкообразующих композицийсо средней «жесткостью» потокоотклоянющего действия; на основе полимер-дисперсных и волокнисто-дисперсных составов, обладающих «жестким» необратимым потокоотклоняющим действием; технологии на основе микроэмульсионных систем, оказывающих «мягкое» обратимое потокоотклоняющее действие. Кроме того, к данной группе МУН относятся также составы, механизм действия которых связан с образованием потокоотклоняющего барьера в результате термического превращения под воздействием пластовой температуры.
Для потокоотклоняющих технологий на основе микроэмульсионных систем (нефтеводные эмульсии, эмульсионно-суспензионные составы, эмульсионные составы) применение ограничивается высокими средними значениями проницаемости коллекторов продуктивных пластов (от 0,211 до 0,395 мкм2). Оптимальные значения проницаемостей для эффективного применения технологий лежат в диапазоне от 0,010 до 0,100 мкм2. При средних значениях проницаемости коллекторов более 0,100 мкм2 микроэмульсионные системы характеризуются незначительным закупоривающим эффектом и непродолжительностью «жизни» эмульсии в пласте /27/.
Потокоотклоняющие технологии со средней «жесткостью» потокоотклоянющего действия на основе гель-осадкообразующих композиций и «жесткие» полимер-дисперсные системы по всем граничным параметрам соответствуют геолого-физическим характеристикам продуктивных пластов и рекомендуются к применению в зависимости от конкретных технологий.
В технологиях для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и перераспределения фильтрационных потоков (с образованием геля или осадка) в водопромытых интервалах продуктивных пластов (пропластках) предлагаются к применению следующие выравнивающие композиции и составы:
1. Сшитый полимерный состав.При добавлении в водный низкоконцентрированный раствор полиакриламида (0,07-0,10 % мас.) сшивателя с концентрацией 0,02-0,04 % происходят поперечные сшивки молекул полимера, благодаря чему вязкий раствор преобразуется в гелеобразную массу, более стойкую по отношению ко всем видам деструкции, способную жестко тампонировать водопромытые каналы. Жесткость состава регулируется концентрацией сшивателя и полимера. Так, для вязкоупругих составов (ВУС) концентрация ПАА увеличивается до пределов 0,3-1,0 % мас., сшивателя 0,06-0,15 % мас., для БГС концентрация ПАА составляет 0,10-0,15 % мас., сшивателя – 0,02-0,03 % мас.
2. Биополимер и композиции на его основе. Биополимер имеет высокую термическую стойкость и высокую способность противостоять высоким механическим нагрузкам. Используется в виде постферментационной жидкости, что позволяет сохранить ряд полезных свойств раствора. Применяется в виде водного раствора с рабочей концентрацией 0,005-0,100 % мас..Жесткость состава регулируется добавками модифицированного крахмала, бентонита, пластикового наполнителя, хромкалиевых квасцов.
3. Полимерно-гелевый состав Темпоскрин.Представляет собой радиационно-сшитый полиакриламид, который при растворении в воде образует зернистый гель с повышенными реологическими свойствами. В качестве сырья используются различные марки полиакриламида. Возможно изготовление Темпоскрина с заданными свойствами. Применяется в виде водного раствора с рабочей концентрацией 0,2- 0,5 % мас..
4. Составы на основе силиката натрия – силикатно-щелочное воздействие (СЩВ).Технология применения СЩВ заключается в закачке разбавленных растворов силиката натрия (жидкого стекла) в чередовании с раствором соляной кислоты или хлорида кальция. Механизм гелеобразования при этом заключается в том, что нейтрализация кислотой щелочного раствора силиката натрия приводит к образованию геля двуокиси кремния, который создает фильтрационный барьер для воды. С хлоридом кальция дополнительно образуется осадок гидроксида кальция.
5. Термогелеобразующая композиция Галка.Температурные условия продуктивных пластов Кудринского месторождения соответствуют критерию эффективного применения композиции, хотя и являются нижним пределом – начальная пластовая температура 75 оС. Физико-химическая сущность процесса создания барьеров для фильтрации воды в продуктивном пласте с помощью композиции «Галка» заключается в том, что под воздействием температуры продуктивного пласта (для пластов БС6-10 – 74-79 оС) происходит химическое превращение компонентов с образованием геля гидрата окиси алюминия. В этих условиях карбамид в водной среде гидролизуется с образованием аммиака и двуокиси углерода по схеме:
2(NH2)2CO+H2O®4NH3+ 2CO2
Выделяющийся аммиак образует щелочную буферную систему (рН»9,0-10,5). При этом из хлорида алюминия образуется гель гидроксида алюминия
AlCl3+3NH3+3H2O®Al(OH)3¯+3NH4Cl
Образующийся гель препятствует фильтрации воды в водонасыщенной части продуктивного пласта и приводит к перераспределению фильтрационных потоков, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин. Дополнительным положительным эффектом является то, что образующийся диоксид углерода повышает подвижность нефти в пористой среде. Реологические свойства геля и подвижность его в пористой среде регулируются степенью разбавления закачиваемого рабочего раствора.
Выбор указанной композиции обосновывается ее высокой водоизолирующей эффективностью, которую можно регулировать в зависимости от концентрации закачиваемого раствора, термической стабильностью образующегося геля, а также соответствием других геолого-промысловых характеристик пластов критериям применимости технологии.
6. В технологии восстановления продуктивности добывающих скважинпредусматривается применение следующих углеводородных растворителей, кислотных агентов и химреагентов:
– ингибированная соляная кислота (11 % водный раствор);
– глинокислота (глинокислотный раствор 11 % НСl+1-4 % НF);
– нефтяные растворители марок Нефрас А 120/200, Нефрас А 150/330, Нефрас С4 130/350;
– деэмульгаторы марок сепарол, прогалит, проксамин, реапон и т.д. с концентрацией в растворителе 0,5-1,0 %;
– ингибиторы марок катапин, катионактивные ПАВ, Нефтехим и т.д. с концентрацией в растворителе 0,5-1,0 %;
– водопоглотители (этиловый спирт, полиглицерин, этиленгликоль, бутиловый спирт);
– гидрофобизаторы (ГКЖ-10, 11, ИКАП-1, Нефтенол НД) 0,5-3,0 %-ые водные растворы.
Все перечисленные реагенты разрешены к применению в нефтяной промышленности, относятся к IVклассу опасности.
На Ефремовском месторождении имеется опыт применения физико-химических МУН, начиная с 2000 года. В январе-октябре 2000 г. в рамках инвестиционного проекта осуществлено 18 скважино-операций по закачке БГС, в том числе 12 – на пласте БС10 и 6 – на пласте БС11. Воздействие оказалось успешным – удельный технологический эффект по пласту БС10 составил 3 тыс.т на скважино-обработку, по пласту БС11– 4,3 тыс. т на скважино-обработку. В марте-июле 2001 г. в 13 скважин Ефремовского месторождения был закачан модифицированный сшитый полимерный состав, в том числе 8 скважин пласта БС10 и 5 скважин пласта БС11. Необходимо отметить, что 6 скважин пласта БС10 (504, 510, 511, 513, 516, 141) и 4 скважины пласта БС11 (907, 909, 910, 911) было обработано повторно. Эффект повторной обработки оказался ниже, чем первой – удельный технологический эффект по пласту БС10 составил 2,2 тыс.т на скважино-обработку, по пласту БС11 – 3,5 тыс. т на скважино-обработку. Необходимо отметить, что несмотря на водоплавающий характер залежи, удельный технологический эффект по пласту БС11 выше, чем по пласту БС10 и после первой, и после второй обработки.
Всего по двум пластам в результате воздействия БГС добыто 98,2 тыс. т нефти, средний удельный технологический эффект составил 3,2 тыс. т нефти на скважино-обработку (таблица 3.2.17). По пласту БС10 удельный технологический эффект составил 2,7 тыс.т нефти на скважино-обработку, по пласту БС11 удельный технологический эффект составил 3,9 тыс.т нефти на скважино-обработку.
В целом можно сделать вывод, что выбранная система разработки основной залежи пластов Ефремовского месторождения является достаточно эффективной. В среднем на одну перебывавшую в добыче скважину добыто 47 тыс.т нефти. В последние 4 года по основной залежи пластов БС10 и БС11 наблюдается стабилизация уровней добычи нефти и обводненности добываемой продукции: по пласту БС10 на уровне 393 – 418 тыс.т и 64 % и по пласту БС11 – 180 тыс.т и 92 %.
Однако, по данным гидродинамического моделирования и геофизических исследований можно сделать вывод о том, что на основной залежи пластов имеются зоны со значительным содержанием остаточных запасов нефти, на извлечение которых направлены разработанные мероприятия. Также выявлены участки, где наблюдается недозакачка воды в пласт (зоны с низким пластовым давлением), что также учтено при выработке рекомендаций по дальнейшей эксплуатации залежей.