Методы нестационарного заводнения

 

Действительное положение  с информацией об эксплуатации скважин  на нефтепромыслах в настоящее время несравненно хуже, чем 40—50 лет назад.   В период широкого распространения и применения во всем мире информационноемких технологий у наших нефтяников произошло попятное движение. Необходимо устранить отмеченный недостаток, поскольку нет ничего экономически и технологически более эффективного, чем организация по каждой скважине удовлетворительной точности контроля и последующей оптимизации режима эксплуатации скважин. При этом в текущей добыче нефти и в конечной нефтеотдаче пластов будет достигнут огромный эффект, значительно превысящий эффекты, достигаемые при использовании многих новых методов повышения нефтеотдачи. Увеличенные добыча нефти и нефтеотдача будут достигнуты при уменьшении затрат на 1 т добытой нефти.

При рассмотрении проблемы форсированного отбора жидкости необходимо сравнить различные варианты разработки нефтяных залежей с нефтью различной вязкости. Эти варианты различаются динамикой форсирования (увеличения) отбора жидкости при постоянном рациональном максимальном забойном давлении нагнетательных скважин и рациональном минимальном забойном давлении добывающих скважин. Нефтяные залежи по зональной и послойной неоднородности нефтяных пластов, дебиту и запасам нефти, темпам извлечения запасов нефти, разбуривания и ввода в разработку являются средними, сходными со многими реальными нефтяными залежами.

При этом было показано, что при проектировании разработки залежей нефти средней, повышенной и высокой вязкости обычно проектируется форсирование отбора жидкости. В дальнейшем при их разработке обязательно надо осуществлять запроектированное форсирование. Форсированный отбор жидкости должен быть в рамках рационального варианта разработки нефтяной залежи.

Бесконтрольное форсирование отбора жидкости приводит к крупным потерям в текущей добыче нефти и конечной нефтеотдачи пластов.

Рассмотрим процесс нестационарного заводнения, на примере ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ» а именно, на примере Аганского               месторождения.

 

особенности разработки месторождений ОАО 

«Славнефть- Мегионнефтегаз»

 

Рассмотрена динамика ввода  месторождений в разработку. Анализ данных по разрабатываемым месторождениям показал, что максимальный проектный  КИН составляет 0,506. При этом средняя величина проектного КИН для всей группы разрабатываемых месторождений составляет 0,375, а текущий КИН равен 0,241, то есть выработка запасов достаточно существенна. Сделан вывод о необходимости повышения эффективности разработки месторождений на основе применения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и сокращения объема попутно-добываемой воды.

Выполненный анализ геолого-физических свойств продуктивных пластов, запасов  нефти и  распределения скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности показал,  
что в структуре начальных извлекаемых запасов на долю низкопродуктивных приходится 26,9%.

С начала разработки добыча нефти  в большей степени (67%) обеспечивалась выработкой наиболее продуктивных залежей  нефти, на долю разрабатываемых низкопродуктивных  залежей приходится лишь 8,2% добытой  нефти, на долю среднепродуктивных – 24,8%. В настоящее время, в отличие от начального состояния, в структуре текущих запасов преобладают низкопродуктивные залежи – 52%, доля высокопродуктивных составляет 28%, среднепродуктивных – 20% .

В этих условиях особую актуальность приобретает проблема разработки низкопродуктивных залежей.

Следует отметить, что разработка высокопродуктивных запасов к настоящему времени связана с определенными  трудностями. Наиболее крупные месторождения  с высокопродуктивными запасами в настоящий момент находятся на 3 и 4 стадиях разработки (Аганское, Ватинское, Северо-Покурское, Мегионское, Южно-Аганское).

Степень выработанности этих месторождений  колеблется в пределах 64,4-85,8 %, а для  основных продуктивных пластов, содержащих более 52% начальных извлекаемых запасов,  составляет 81,7-94%. Тем не менее, данные пласты заключают в себе 21% текущих извлекаемых запасов.

Основные продуктивные пласты характеризуются  наличием непроницаемых пропластков, интервалов разреза с повышенной глинизацией, что обуславливает возникновение неоднородности по проницаемости. Применяемая система заводнения не во всех случаях учитывает особенности геологического строения пластов и не обеспечивает (по разным причинам) необходимого охвата вытеснением по площади и разрезу. Формирование системы воздействия на залежи происходило в процессе разбуривания, осуществляемого от сводовой части к периферии. Создавались линейные ряды нагнетательных скважин без учета морфологических особенностей строения залежи.

Такая ситуация наиболее характерна для пласта Б₈ Аганского месторождения, являющегося одним из наиболее крупных по начальным и остаточным запасам и обеспечивающего максимальную часть в общем объеме добычи.

Аганское нефтяное месторождение  расположено в Нижневартовском  районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, открыто в 1965 г., промышленная эксплуатация осуществляется с 1973 г.

Аганское месторождение  является многопластовым. В разрезе  слагающих пород выделено 22 продуктивных объекта (сверху вниз): пласт АВ₁³ нижнеалымской подсвиты, пласты АВ₂¹, АВ₂², АВ₃, АВ₄, АВ₅, БВ₀, БВ₁², БВ₂¹, БВ₂², БВ₃, БВ₆ – ванденской свиты, БВ₈, БВ₉, БВ₉¹, БВ₉², БВ₁₇, БВ₁₈¹, БВ₁₉, БВ_20-21 – мегионской свиты нижнего мела, пласт ЮВ₁¹, ЮВ₁^1а – васюганской свиты верхней юры. Залежи нефти приурочены к Аганскому, Мало-Аганскому и Западно-Аганскому поднятиям.

В работе рассмотрены  основные особенности геологического строения Аганского месторождения, геологическое строение основных пластов, краткое описание разреза, приводится характеристика физико-химических свойств и состава пластовых флюидов.

Проницаемость пласта БВ₈ изменяется в большом диапазоне: от 1,0*10^-3 мкм² до 1405,6*10^-3 мкм², среднее значение проницаемости – 338,8*10^-3 мкм², средняя пористость 23,7% (диапазон изменения 19,4-25,6). Средняя нефтенасыщенная толщина 10,4 м, степень неоднородности зональная: - 0,86, послойная – 0,57, расчлененность – 6,2.

Начальная нефтенасыщенность  по пласту составляет в среднем 71,2% (при колебаниях от 29,3 до 83,8%). Вязкость пластовой нефти составляет 1,08 мПа*с.

Для объекта БВ₈ проектными документами была предусмотрена рядная система разработки. Пять разрезающих рядов разделили площадь залежи на 6 блоков.Во 2-м, 4-м,  5-м блоках утверждена пятирядная система разработки по сетке 500х700 м в зоне эксплуатации и с удаленностью первых рядов от линии нагнетания на 600 м. Выделен один (3-й), трехрядный блок с сеткой добывающих скважин 700х700 м и расстоянием между первым добывающим и нагнетательным рядами 850 м.

Проведенный анализ разработки Аганского месторождения показал в целом ее удовлетворительное состояние, однако процесс разработки Аганского месторождения осложняется большими объемами попутно добываемой воды. Обводненность добываемой продукции скважин составляет более 90%, что дает основание отнести остаточные запасы нефти Аганского месторождения к категории трудноизвлекаемых.

Есть все основания предполагать, что наращивание отборов жидкости без существенного увеличения работ  по снижению обводненности продукции  скважин и вовлечению в разработку слабодренируемых запасов нефти в низкопродуктивных зонах не позволит обеспечить утвержденный по месторождению коэффициент нефтеизвлечения.

Выявленные особенности разработки Аганского нефтяного месторождения, в частности, указывают на необходимость повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных как к высоко-, так и низкопродуктивным коллекторам. На основании имеющегося опыта разработки месторождений страны в качестве технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, предложена комплексная технология нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками скважин, позволяющая увеличить добычу нефти и сократить объемы попутно добываемой воды в результате перераспределения фильтрационных потоков за счет периодической работы нагнетательных скважин и применения технологий обработки скважин, направленных на изменение охвата пласта воздействием. 

 

 

 

 

Нестационарное воздействие в комплексе с адресными обработками.  

                                                         Применение эмульгатора ЭКС-ЭМ марки «Б»

 

Для увеличения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, так же может быть предложена комплексная технология, которая заключается в реализации нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреагентов, направленных на снижение слоистой неоднородности, повышение охвата пласта, интенсификацию вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков, ограничение непроизводительной закачки воды в уже промытые, высокопроницаемые прослои.

Наиболее известными в практике являются технологии закачки  различных полимерных систем, композиций на основе жидкого стекла

(Предварительный анализ полученных результатов показывает, что средний удельный технологический эффект составляет 14 т дополнительно добытой нефти на 1 т жидкого стекла), а также обратных эмульсий. Эти технологии давно внедряются и широко используются нефтегазодобывающими предприятиями различных регионов России.

Итак, для получения  обратных эмульсий используется маслорастворимый эмульгатор ЭКС-ЭМ с концентрацией  от 1 до 4% , в качестве стабилизатора обратных эмульсий - хлористый кальций с концентрацией 1-4% (исходная концентрация водного раствора CaCl₂ составляла 30%). В качестве углеводородной фазы используется стабильный бензин, нефть (вязкость 2,2 мПа*с) либо смесь керосина с толуолом. Количество углеводорода в эмульсии составляет 20%,  остальное водная фаза, представленная моделью пластовой воды с минерализацией 16 г/л (11,5 г/л NaCl и 4,5 г/л CaCl₂).

 В ходе исследования физико-химических свойств обратных эмульсий была определена стабильность эмульсий во времени и при различных температурах с последующим качественным и количественным анализом фазового состояния обратной эмульсии; Исследовалось фазовое  поведение ОЭ при контакте с нефтью и пластовой водой в статических и динамических условиях; проведено измерение реологических параметров обратных эмульсий на ротационном вискозиметре “Реомат-30” при скорости сдвига от 0,0615 до 452 с^-1 и температурах 20, 60 и 80^оС. 

В результате проведения физико-химических исследований эмульсионных систем было установлено, что с повышением температуры наблюдается понижение  стабильности изученных эмульсий в несколько раз и при малых концентрациях ПАВ составляет 4-6 ч. При 60-80^оС с увеличением концентрации ПАВ в системе стабильность ОЭ увеличивается в 2-4 раза.

Дальнейшие  фильтрационные исследования проводится со следующим составом обратной эмульсии, (% объемные): эмульгатор ЭКС-ЭМ – 3, CaCl_2, - 3, нефть – 20 и минерализованной (16 г/л) воды - 74.

Оценка фильтрационных и нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ проводится на насыпных моделях пористых сред длиной 25 см с внутренним диаметром 2 см с учетом проведенных физико-химических исследований. Проницаемость пористой среды в опытах составляет 0,35-0,42 мкм². В качестве пористой среды используеся дезинтегрированный керн пласта. Подготовка  к опытам осуществляется по стандартным методикам.

 

В ходе проведения опытов определились следующие параметры: пористость, проницаемость, подвижность воды при 100% насыщенности и остаточной нефти, начальная, остаточная и конечная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения нефти водой, изменение подвижности при закачке эмульсии, прирост коэффициента вытеснения нефти, коэффициент изоляции.

 

Температура проведения опытов составляла 60 и 80^оС, объемная скорость фильтрации 40-80 мл/ч (10-20 м/сут), объем закачки эмульсионных систем - 1 V пор, выдержка в пористой среде при температуре опыта 16 ч.

 

В результате экспериментов  получено, что прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 0,21 – 0,32.

 

Коэффициент изоляции (отношение подвижности воды при  остаточной нефтенасыщенности к  подвижности воды после закачки эмульсии) составил 1,93-2,07 при температуре опытов 80^оС и 2,35-2,54 – при 60^оС, т. е. изоляционные свойства обратной эмульсии в большей степени проявляются при более низких температурах. Аналогичный вывод справедлив и в отношении прироста коэффициента нефтевытеснения, который изменяется в диапазоне 0,29-0,32 при температуре 60 ^оС и 0,21-0,25 – при температуре 80 ^оС.

Это дает основание  предположить, что после обработки  нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках, и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения, за счет этого, подвижности воды.

К примеру, после обработки нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой ( (%) : эмульгатор ЭКС-ЭМ - 3; нефть - 20; cacl2 - 3; остальное – вода с минерализацией 16 г/л.) произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках, и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения, за счет этого, подвижности воды.

 

 

 

 

Механизм действия потокоотклоняющих  технологий.

 

Механизм действия потокоотклоняющих технологий основан на образовании в поровом пространстве промытых пропластков продуктивного коллектора барьеров для вытесняющей нефть воды путем закачки обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ, жидкого стекла и интенсифицирующих композиций на основе кислот и гидрофобизирующих составов.