ПОЛИМЕРНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ ПОВЫШАЕТ НЕФТЕОТДАЧУ
Эксперименты, проведенные с соблюдением требований лабораторного моделирования, позволяют определить условия эффективного применения технологий в различных типах коллекторов.
При несоблюдении критериев подобия результаты экспериментов нельзя использовать для проектирования промышленного применения, поскольку искажается реальная эффективность технологий. Несмотря на наличие отраслевого стандарта, регламентирующего проведение лабораторных исследований эффективности вытеснения нефти при заводнении и его модификациях, значительная часть промысловых экспериментов обоснована с использованием результатов лабораторных исследований, проведенных на насыпных моделях пористых сред без должного соблюдения критериев подобия. Характеристики насыпных моделей часто значительно отличаются от фактических характеристик сцементированных песчаников и алевролитов, не говоря уже о карбонатных породах. В подобных экспериментах в качестве вытесняемой жидкости иногда использовали даже не нефть изучаемого объекта, а, например, трансформаторное или вазелиновое масло. Относительный прирост коэффициента вытеснения в экспериментах на насыпных моделях составлял в среднем 0,28, изменяясь в диапазоне 0,184-0,392, что приводило к ошибочному представлению об эффективности технологии. Результаты подобных исследований в лучшем случае можно использовать в качестве предварительных для выявления ключевых закономерностей, которые в последующем необходимо учитывать при моделировании процессов на образцах горных пород.
Тем не менее, в процессе таких исследований получено много полезной информации. Изучено влияние концентрации полимера в растворе, проницаемости пористой среды, скорости фильтрации, температуры, адсорбции, динамики разрушения молекул химических веществ на величину начального и остаточного факторов сопротивления, характер течения растворов. На практике большинство проектов было обосновано с использованием информации, полученной при проведении некондиционных экспериментов. Например, результаты опытов на кварцевом песке безосновательно использовали в качестве основы для проектирования промышленного применения технологии полимерного заводнения в сцементированных пористых средах, причем даже не в терригенных отложениях, а в карбонатных.
Лабораторные исследования эффективности вытеснения нефти
Лабораторными экспериментами как на керне, так и на насыпных моделях доказана эффективность многократных последовательных обработок полимерными составами, чередующимися с пачками воды или раствора ПАВ. По сути эти эксперименты показали более высокую эффективность обработок небольшими порциями раствора полимера, которые продвигаются в пласт, и по мере их разрушения после создания оторочки воды вновь нагнетается небольшая порция раствора полимера. К сожалению, подавляющая часть исследований физико-химических технологий проведена без соблюдения критериев подобия, предъявляемых к лабораторным экспериментам.
Тем не менее, результаты лабораторных исследований, выполненных по единой методике, свидетельствуют о возможности некоторого увеличения коэффициента вытеснения нефти оторочками растворов полимеров относительно обычного заводнения при благоприятных геолого-физических параметрах объектов и невозможности получения эффекта при отсутствии условий для его проявления.
Несмотря на разработанные критерии, в лабораторных опытах невозможно учесть все основные факторы, влияющие на эффективность полимерного заводнения. Например, биологическая деструкция в пластовых условиях происходит в течение сравнительно длительного времени, поэтому в процессе кратковременных лабораторных экспериментов этот фактор не моделируется и эффективность технологий оказывается существенно выше. Вместе с тем в течение последней четверти двадцатого столетия проведен достаточно большой объем исследований эффективности полимерного заводнения на образцах горных пород, характеризующих объекты разработки, как в терригенных, так и в карбонатных отложениях. Экспериментами установлено, что наиболее эффективна закачка растворов полимеров на начальной стадии заводнения. Относительное увеличение коэффициента вытеснения нефти Квыт оторочкой 0,05%-ного раствора полимера размером 0,2-0,25 Vпор (Vпор – поровый объем) изменяется от - 0,016 до 0,374 и в среднем составляет 0,088, т.е. в 3 раза меньше, чем на насыпных моделях (рис. 1)
Эксперименты по вытеснению нефтей из линейных моделей пластов показали, что при благоприятных условиях эффективность полимерного воздействия в карбонатных коллекторах может быть достаточно высокой (без учета биодеструкции), причем нагнетание различных полимеров при прочих равных условиях дает довольно близкие (в пределах погрешности определения) результаты (рис. 2).
Дополнительная добыча нефти в изученных карбонатных образцах определяется в основном эффективностью действия оторочки раствора полимера до завершения безводного периода вытеснения нефти. После прорыва воды, нагнетаемой вслед за раствором полимера, оторочка перестает существенно влиять на эффективность процесса. В целом прирост Квыт сильно зависит от параметров пористой среды и свойств жидкостей (рис. 3).
Основными факторами, снижающими технологический эффект от применения раствора полимера, являются высокая проницаемость пород, связанная с наличием в них крупных каналов фильтрации, а также значительная вязкость нефти, ее активность на границах раздела фаз и гидрофилизация поверхности. Обобщенная зависимость относительного прироста коэффициента вытеснения нефти полимерными оторочками 0,05%-ной концентрации и размером 0,20-0,25 Vпор из карбонатных пород месторождений Верхне-Камской впадины от их проницаемости и вязкости нефти (без учета биодеструкции) имеет следующий вид:
Коэффициент детерминации R2=0,823, средняя квадратическая погрешность оценки параметра составляет 0,01. Из приведенного выражения следует, что в зависимости от вязкости вытесняемой нефти верхняя граница применимости полимерного заводнения в результате формирования в пласте большеобъемных оторочек смещается в сторону увеличения проницаемости пород. Однако даже при вязкости нефти 70 мПа⋅с она не превышает 0,5 мкм2, что соответствует результатам исследований, описанных ранее.
Эффективность полимерного заводнения определяется степенью увеличения фактора сопротивления при фильтрации растворов в пористых средах.
Поэтому получаемые в лабораторных условиях приросты Kвыт можно использовать лишь для обоснования применения растворов полимеров с целью обработки призабойной зоны (ОПЗ), где существуют соизмеримые с лабораторными градиенты давления. Распространять их на удаленную зону пласта некорректно, особенно если учесть временной фактор, связанный с биологической деструкцией полимера в реальных условиях. Другими словами, эффекты, полученные в лабораторных экспериментах, свидетельствуют о возможности применения полимеров для ОПЗ с целью выравнивания профилей приемистости, но не для создания больше объемных оторочек, захватывающих удаленные зоны пласта, где их скорость не позволяет создать дополнительные фильтрационные сопротивления.
Моделирование полимерного заводнения на симуляторе ECLIPSE для условий пластов АВ1 3, АВ2-3, АВ4-5 Самотлорского месторождения показало, что целенаправленные обработки единичных скважин более эффективны, чем крупномасштабное воздействие. Градиенты давления, которые создаются в лабораторных условиях, в реальном пласте могут существовать только в очень узкой зоне вблизи нагнетательной скважины. Поэтому прирост Kвыт, полученный в лабораторных опытах, на практике не достижим вследствие того, что фильтрационные сопротивления в реальных пластах на порядки ниже, чем в лабораторных условиях. Самым надежным доказательством эффективности обработкиявляются результаты применения растворов полимеров в промысловых условиях.
Применение растворов полимеров в промысловых условиях
Коэффициент детерминации R2=0,823, средняя квадратическая погрешность оценки параметра составляет 0,01. Из приведенного выражения следует, что в зависимости от вязкости вытесняемой нефти верхняя граница применимости полимерного заводнения в результате формирования в пласте большеобъемных оторочек смещается в сторону увеличения проницаемости пород. Однако даже при вязкости нефти 70 мПа⋅с она не превышает 0,5 мкм2, что соответствует результатам исследований, описанных ранее.
Эффективность полимерного заводнения определяется степенью увеличения фактора сопротивления при фильтрации растворов в пористых средах.
Поэтому получаемые в лабораторных условиях приросты Kвыт можно использовать лишь для обоснования применения растворов полимеров с целью обработки призабойной зоны (ОПЗ), где существуют соизмеримые с лабораторными градиенты давления. Распространять их на удаленную зону пласта некорректно, особенно если учесть временной фактор, связанный с биологической деструкцией полимера в реальных условиях. Другими словами, эффекты, полученные в лабораторных экспериментах, свидетельствуют о возможности применения полимеров для ОПЗ с целью выравнивания профилей приемистости, но не для создания больше объемных оторочек, захватывающих удаленные зоны пласта, где их скорость не позволяет создать дополнительные фильтрационные сопротивления.
Моделирование полимерного заводнения на симуляторе ECLIPSE для условий пластов АВ1 3, АВ2-3, АВ4-5 Самотлорского месторождения показало, что целенаправленные обработки единичных скважин более эффективны, чем крупномасштабное воздействие. Градиенты давления, которые создаются в лабораторных условиях, в реальном пласте могут существовать только в очень узкой зоне вблизи нагнетательной скважины. Поэтому прирост Kвыт, полученный в лабораторных опытах, на практике не достижим вследствие того, что фильтрационные сопротивления в реальных пластах на порядки ниже, чем в лабораторных условиях. Самым надежным доказательством эффективности обработкиявляются результаты применения растворов полимеров в промысловых условиях.
Применение растворов полимеров в промысловых условиях
Промысловые эксперименты, а также применение полимеров в промышленных объемах с целью повышения эффективности разработки залежей неф ти в различных геологических условиях осуществлялись на многочисленных объектах по всему миру. Результаты работ опубликованы в многочисленных статьях, обзорах и монографиях. Они свидетельствуют о неослабевающем интересе к этой проблеме. Большинство промысловых экспериментов проведено на небольших опытных участках, редко включающих более пяти нагнетательных скважин, и только единичные проекты реализованы как промышленные (рис. 4).
Определенный интерес представляют объективность оценки и интерпретация полученных результатов полимерного воздействия. Авторы применяемых технологий оценивают полученные (иногда ожидаемые) результаты, как правило, чрезвычайно оптимистично по сравнению с экспертными оценками (рис. 5).
Кроме того, обращает внимание путаница в понятиях и определениях, что также не позволяет идентифицировать технологии, которые описаны, порой, весьма расплывчато. В то же время мнение об ОПЗ с применением полимеров и содержащих полимеры составов совпадают (рис. 6).
Отмеченное можно проиллюстрировать описанными в научной литературе примерами реализации полимерного заводнения на некоторых месторождениях России.
Так, на Орлянском месторождении, где за 10 лет (с 1976 по 1986 г.) в несколько приемов закачали раствор ПАА, создав оторочку размером 21 % Vпор, результаты полимерного заводнения описаны как положительные. При этом сами же авторы отмечали быстрое обводнение продукции скважин, а эффективность оценивали, сравнивая фактические характеристики вытеснения с расчетными, определенными, очевидно, без гидродинамического моделирования, поскольку в то время эти технологии в России не применялись. Экспертами (М.Л. Сургучевым, В.И. Колгановым, А.В. Гавурой) отмечено отсутствие контроля процесса. Некорректность оценок эффективности и отсутствие реальных изменений фактических характеристик вытеснения не позволяют считать эксперимент удачным. Достигнутые в течение нескольких лет приросты добычи до 1,8-2,5 %, во-первых, на порядок ниже погрешности определения прогнозных показателей, рассчитанных по характеристикам вытеснения, во-вторых, могут быть связаны с другими видами геолого-технических мероприятий (ГТМ), без которых длительная эксплуатация фонда скважин невозможна. Исходя из границ применимости полимерного заводнения, высокой проницаемости пород (0,438 мкм2), относительно низкой вязкости нефти (8,6 мПа⋅с) и малой концентрации полимера в растворе (0,01 %) получение положительного эффекта от применения этой технологии на Орлянском месторождении маловероятно даже при надлежащем контроле ее реализации.
Результаты закачки полимеров в терригенные пласты Ново-Хазинской площади Арланского месторождения свидетельствуют о снижении обводненности продукции по некоторым скважинам.
Эксперты отмечают, что большеобъемные оторочки, сформированные на различных участках месторождения в течение многих лет, оказались экономически неэффективными в отличие от периодических закачек небольших порций полимерных составов. В связи с тем, что прогноз конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) осуществляется, как правило, с использованием различных характеристик вытеснения, которые на далекую перспективу дают сильно различающиеся результаты, авторы признают лишь улучшение динамики технологических показателей, что свидетельствует о корректности оценок специалистов, отдающих себе отчет в точности прогнозов на дальнюю перспективу.
Аналогичный вывод сделан экспертами, анализировавшими результаты полимерного заводнения на месторождении Каражанбас, где промысловый эксперимент на опытном участке был прерван в начале водного периода. Они пришли к заключению, что если бы даже этого не произошло, то «…показатели обводнения дали бы мало сведений для прогноза динамики обводнения…».
Полимерное заводнение в карбонатных коллекторах было реализовано на нескольких центральных элементах черепецкой залежи Мишкинского месторождения. Проницаемость продуктивных пород по результатам гидродинамических исследований изменяется от 0,0002 до 10,5 мкм2, в среднем составляя 0,266 мкм2. Наиболее проницаемые породы находятся в центральной части, представлены мелкокавернознопоровыми известняками и характеризуются повышенными электрическими сопротивлениями, свидетельствующими о низком содержании связанной воды, что обусловлено строением порового пространства и развитием палеокарста. Средняя проницаемость пород в этой части пласта достигает 1 мкм2. Формирование оторочки раствора ПАА начали в 1976 г. на двух смежных элементах (нагнетательные скв. 1411 и 1413) обра щенной семиточечной системы разработки массивной залежи вязкой нефти (вязкость 65 мПа⋅с).
Промысловый эксперимент продолжался до формирования оторочки размером 20 % дренируемого объема пор. В течение последующих лет он был расширен до шести элементов (в 1987 г. один элемент и в 1995 г. еще три элемента при обводненности продукции соответственно 40, 62 и 78 %). Анализ эффективности полимерного заводнения на последовательно вводившихся опытных участках показал резкое ее уменьшение по мере снижения нефтенасыщенности пород в связи с отбором нефти из пласта. На начальном этапе разработки закачка слабо концентрированного раствора ПАА (0,05 %) позволяла сдерживать темп роста обводненности продукции. Однако чем выше было водонефтяное отношение к моменту начала полимерного заводнения на других элементах, тем ниже была эффективность процесса. Это соответствует выводам, сделанным зарубежными исследователями . С учетом того, что объект характеризуется активным упруговодонапорным режимом, хорошей гидродинамической связью с законтурной и подошвенной водонасыщенными областями, дальнейшее распространение полимерного, а также термополимерного заводнения оказалось нецелесообразным. Низкая эффективность полимерного заводнения на поздних стадиях доказана результатами не только лабораторных исследований, но и промысловых экспериментов (рис. 7, 8).
Поскольку существенного прироста дополнительной добычи от полимерного заводнения не было получено, объект с 2007 г. был разбурен системой горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, что сразу отразилось на эффективности разработки месторождения. Добыча нефти увеличилась в 2 раза, резко возросли темпы разработки (рис. 9).
Отмеченное можно проиллюстрировать описанными в научной литературе примерами реализации полимерного заводнения на некоторых месторождениях России.
Так, на Орлянском месторождении, где за 10 лет (с 1976 по 1986 г.) в несколько приемов закачали раствор ПАА, создав оторочку размером 21 % Vпор, результаты полимерного заводнения описаны как положительные. При этом сами же авторы отмечали быстрое обводнение продукции скважин, а эффективность оценивали, сравнивая фактические характеристики вытеснения с расчетными, определенными, очевидно, без гидродинамического моделирования, поскольку в то время эти технологии в России не применялись. Экспертами (М.Л. Сургучевым, В.И. Колгановым, А.В. Гавурой) отмечено отсутствие контроля процесса. Некорректность оценок эффективности и отсутствие реальных изменений фактических характеристик вытеснения не позволяют считать эксперимент удачным. Достигнутые в течение нескольких лет приросты добычи до 1,8-2,5 %, во-первых, на порядок ниже погрешности определения прогнозных показателей, рассчитанных по характеристикам вытеснения, во-вторых, могут быть связаны с другими видами геолого-технических мероприятий (ГТМ), без которых длительная эксплуатация фонда скважин невозможна. Исходя из границ применимости полимерного заводнения, высокой проницаемости пород (0,438 мкм2), относительно низкой вязкости нефти (8,6 мПа⋅с) и малой концентрации полимера в растворе (0,01 %) получение положительного эффекта от применения этой технологии на Орлянском месторождении маловероятно даже при надлежащем контроле ее реализации.
Результаты закачки полимеров в терригенные пласты Ново-Хазинской площади Арланского месторождения свидетельствуют о снижении обводненности продукции по некоторым скважинам.
Эксперты отмечают, что большеобъемные оторочки, сформированные на различных участках месторождения в течение многих лет, оказались экономически неэффективными в отличие от периодических закачек небольших порций полимерных составов. В связи с тем, что прогноз конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) осуществляется, как правило, с использованием различных характеристик вытеснения, которые на далекую перспективу дают сильно различающиеся результаты, авторы признают лишь улучшение динамики технологических показателей, что свидетельствует о корректности оценок специалистов, отдающих себе отчет в точности прогнозов на дальнюю перспективу.
Аналогичный вывод сделан экспертами, анализировавшими результаты полимерного заводнения на месторождении Каражанбас, где промысловый эксперимент на опытном участке был прерван в начале водного периода. Они пришли к заключению, что если бы даже этого не произошло, то «…показатели обводнения дали бы мало сведений для прогноза динамики обводнения…».
Полимерное заводнение в карбонатных коллекторах было реализовано на нескольких центральных элементах черепецкой залежи Мишкинского месторождения. Проницаемость продуктивных пород по результатам гидродинамических исследований изменяется от 0,0002 до 10,5 мкм2, в среднем составляя 0,266 мкм2. Наиболее проницаемые породы находятся в центральной части, представлены мелкокавернознопоровыми известняками и характеризуются повышенными электрическими сопротивлениями, свидетельствующими о низком содержании связанной воды, что обусловлено строением порового пространства и развитием палеокарста. Средняя проницаемость пород в этой части пласта достигает 1 мкм2. Формирование оторочки раствора ПАА начали в 1976 г. на двух смежных элементах (нагнетательные скв. 1411 и 1413) обра щенной семиточечной системы разработки массивной залежи вязкой нефти (вязкость 65 мПа⋅с).
Промысловый эксперимент продолжался до формирования оторочки размером 20 % дренируемого объема пор. В течение последующих лет он был расширен до шести элементов (в 1987 г. один элемент и в 1995 г. еще три элемента при обводненности продукции соответственно 40, 62 и 78 %). Анализ эффективности полимерного заводнения на последовательно вводившихся опытных участках показал резкое ее уменьшение по мере снижения нефтенасыщенности пород в связи с отбором нефти из пласта. На начальном этапе разработки закачка слабо концентрированного раствора ПАА (0,05 %) позволяла сдерживать темп роста обводненности продукции. Однако чем выше было водонефтяное отношение к моменту начала полимерного заводнения на других элементах, тем ниже была эффективность процесса. Это соответствует выводам, сделанным зарубежными исследователями . С учетом того, что объект характеризуется активным упруговодонапорным режимом, хорошей гидродинамической связью с законтурной и подошвенной водонасыщенными областями, дальнейшее распространение полимерного, а также термополимерного заводнения оказалось нецелесообразным. Низкая эффективность полимерного заводнения на поздних стадиях доказана результатами не только лабораторных исследований, но и промысловых экспериментов (рис. 7, 8).
Поскольку существенного прироста дополнительной добычи от полимерного заводнения не было получено, объект с 2007 г. был разбурен системой горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, что сразу отразилось на эффективности разработки месторождения. Добыча нефти увеличилась в 2 раза, резко возросли темпы разработки (рис. 9).
На некоторых площадных элементах черепецкой залежи Мишкинского месторождения осуществлена попытка термополимерного заводнения. Однако, исходя из высокой степени деградации полимерных растворов при повышении температуры, применение этой технологии нереально, тем более что нагретая на поверхности до температуры 90 С жидкость поступает к забоям нагнетательных скважин сильно остывшей. Единственным положительным фактором в данном случае может быть предотвращение вероятности остывания пласта в результате закачки холодной воды, но этого можно добиться более дешевым способом, например, закачкой в систему ППД подтоварной воды.
В верейских пластах Лиственского месторождения уточненной технологической схемой разработки 1978 г. (протокол ЦКР №754 от 16.08.78 г.) было предусмотрено создание оторочки 0,05%-ного раствора ПАА размером до 0,2 Vпор с последующим искусственным заводнением. Проектные решения выполнены полностью. Текущее состояние разработки объекта позволяет провести объективный анализ процесса с использованием характеристик вытеснения, а также сравнить показатели разработки с продолжением этой залежи на Мишкинском месторождении (рис. 10).
Очевидно, что верейские пласты, принадлежащие одной общей залежи, перекрывающей Лиственское и Мишкинское месторождения, несмотря на выдержанность литологических и коллекторских характеристик, при осуществлении полимерного заводнения продемонстрировали худшую динамику. Одинаковый отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) при полимерном воздействии достигнут при более высокой обводненности продукции.
Последствия промысловых экспериментов появляются через несколько лет после начала закачки растворов полимеров. За этот период в добывающих и нагнетательных скважинах проводится большой комплекс различных ГТМ с целью поддержания или повышения добычи нефти. Эти мероприятия не позволяют объективно оценить длительно применяемые третичные технологии, поскольку дают более быстрый эффект. В связи с отмеченным заслуживают внимания результаты моделирования процесса полимерного заводнения с использованием гидродинамического симулятора ECLIPSE. Такая работа проведена для обоснования технологии разработки пласта с вязкой нефтью (вязкость 40 мПа⋅с) в визейском терригенном комплексе Ончугинского месторождения. Вариант предусматривал создание оторочки раствора полимера концентрацией 0,05 %, размером 20 % Vпор в расчлененных (расчлененность – 3,41) терригенных пластах средней проницаемостью 0,303 мкм2. Расчетное время формирования оторочки раствора составляло 8 лет. Технологические показатели варианта с полимерным заводнением были рассчитаны с использованием пакета программ гидродинамического симулятора ECLIPSE-100, в который добавлена опция полимерного заводнения. Указанная опция использует полностью неявную пятикомпонентную модель (нефть/вода/растворенный газ/полимер/минерализованная вода). Модель описывает увеличение вязкости водной фазы при растворении в ней полимера, а также изменение вязкости раствора вследствие проявления неньютоновских эффектов при высоких скоростях. Кроме того, учитываются процесс адсорбции полимера на поверхности породы, снижающей относительную проницаемость для воды, и образование поровых объемов, недоступных для фильтрации раствора полимера. При расчете было учтено влияние на вязкость раствора полимера минерализованной воды, насыщающей продуктивные пласты, а также процессов физической и биологической деструкции. На рис. 11 сопоставлена добыча нефти и жидкости по двум вариантам.
В верейских пластах Лиственского месторождения уточненной технологической схемой разработки 1978 г. (протокол ЦКР №754 от 16.08.78 г.) было предусмотрено создание оторочки 0,05%-ного раствора ПАА размером до 0,2 Vпор с последующим искусственным заводнением. Проектные решения выполнены полностью. Текущее состояние разработки объекта позволяет провести объективный анализ процесса с использованием характеристик вытеснения, а также сравнить показатели разработки с продолжением этой залежи на Мишкинском месторождении (рис. 10).
Последствия промысловых экспериментов появляются через несколько лет после начала закачки растворов полимеров. За этот период в добывающих и нагнетательных скважинах проводится большой комплекс различных ГТМ с целью поддержания или повышения добычи нефти. Эти мероприятия не позволяют объективно оценить длительно применяемые третичные технологии, поскольку дают более быстрый эффект. В связи с отмеченным заслуживают внимания результаты моделирования процесса полимерного заводнения с использованием гидродинамического симулятора ECLIPSE. Такая работа проведена для обоснования технологии разработки пласта с вязкой нефтью (вязкость 40 мПа⋅с) в визейском терригенном комплексе Ончугинского месторождения. Вариант предусматривал создание оторочки раствора полимера концентрацией 0,05 %, размером 20 % Vпор в расчлененных (расчлененность – 3,41) терригенных пластах средней проницаемостью 0,303 мкм2. Расчетное время формирования оторочки раствора составляло 8 лет. Технологические показатели варианта с полимерным заводнением были рассчитаны с использованием пакета программ гидродинамического симулятора ECLIPSE-100, в который добавлена опция полимерного заводнения. Указанная опция использует полностью неявную пятикомпонентную модель (нефть/вода/растворенный газ/полимер/минерализованная вода). Модель описывает увеличение вязкости водной фазы при растворении в ней полимера, а также изменение вязкости раствора вследствие проявления неньютоновских эффектов при высоких скоростях. Кроме того, учитываются процесс адсорбции полимера на поверхности породы, снижающей относительную проницаемость для воды, и образование поровых объемов, недоступных для фильтрации раствора полимера. При расчете было учтено влияние на вязкость раствора полимера минерализованной воды, насыщающей продуктивные пласты, а также процессов физической и биологической деструкции. На рис. 11 сопоставлена добыча нефти и жидкости по двум вариантам.
По сравнению с рекомендуемым к внедрению вариантом разработки при полимерном заводнении отбирается несколько меньшее количество нефти и достигается меньший КИН (соответственно 0,305 и 0,307). Эффект от закачки в нагнетательные скважины раствора полимера проявляется в снижении обводненности добываемой продукции в процессе создания оторочки, т.е. в течение ограниченного отрезка времени. Расчеты показали, что потери в добыче нефти в период формирования оторочки компенсировать не удалось бы.
Аналогичные результаты были получены при моделировании полимерного заводнения в условиях терригенных пластов на одном из участков Самотлорского месторождения. В работе показано, что при создании объемных оторочек получение эффекта проблематично. Обработка единичных скважин более эффективна. Этот вывод подтверждают результаты промыслового применения вязкоупругих систем для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.
Основная цель, которая преследуется подобными видами ГТМ – ограничение объемов непроизводительной закачки воды для ППД. Полимерные системы и другие составы, обладающие вязкоупругими свойствами, позволяют перераспределять нагнетаемую воду в неоднородных расчлененных объектах разработки и более эффективно вовлекать в процесс дренирования относительно низкопроницаемые прослои. Эффект от применения различных потокоотклоняющих технологий, выражается в снижении объемов непроизводительной закачки и добываемой воды, увеличении охвата залежей процессом заводнения, сокращении сроков разработки месторождений. Большая часть обработок выполнена в терригенных пластах, хотя определенный опыт получен в результате применения полимерных систем в карбонатах.
Периодичность обработок в случае получения эффекта в среднем составляет 5-7 мес, что косвенно свидетельствует о сравнительно быстрой деградации закачанных в пласты растворов полимеров и композиций на их основе. Промысловые эксперименты и расчеты показывают, что реального увеличения КИН не следует ожидать, а использование полимерных технологий с целью регулирования процесса заводнения в соответствующих геологических условиях целесообразно.
Аналогичные результаты были получены при моделировании полимерного заводнения в условиях терригенных пластов на одном из участков Самотлорского месторождения. В работе показано, что при создании объемных оторочек получение эффекта проблематично. Обработка единичных скважин более эффективна. Этот вывод подтверждают результаты промыслового применения вязкоупругих систем для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.
Основная цель, которая преследуется подобными видами ГТМ – ограничение объемов непроизводительной закачки воды для ППД. Полимерные системы и другие составы, обладающие вязкоупругими свойствами, позволяют перераспределять нагнетаемую воду в неоднородных расчлененных объектах разработки и более эффективно вовлекать в процесс дренирования относительно низкопроницаемые прослои. Эффект от применения различных потокоотклоняющих технологий, выражается в снижении объемов непроизводительной закачки и добываемой воды, увеличении охвата залежей процессом заводнения, сокращении сроков разработки месторождений. Большая часть обработок выполнена в терригенных пластах, хотя определенный опыт получен в результате применения полимерных систем в карбонатах.
Периодичность обработок в случае получения эффекта в среднем составляет 5-7 мес, что косвенно свидетельствует о сравнительно быстрой деградации закачанных в пласты растворов полимеров и композиций на их основе. Промысловые эксперименты и расчеты показывают, что реального увеличения КИН не следует ожидать, а использование полимерных технологий с целью регулирования процесса заводнения в соответствующих геологических условиях целесообразно.
Управление заводнением в неоднородных пластах
На нефтяных месторождениях России полимерные и другие вязкоупругие составы чаще всего используются для ОПЗ нагнетательных скважин, вскрывших расчлененные пласты, с целью выравнивания профилей приемистости. Основная часть обработок выполнена в терригенных пластах месторождений Западной Сибири, но имеется опыт применения полимерных систем в карбонатных пластах. Известен положительный опыт ОПЗ с использованием полимерных составов в других нефтедобывающих странах. Практика показывает, что эффективность обработок может быть достаточно высокой. Вместе с тем успешность ОПЗ различными вязкоупругими составами далека от 100%-ной, как правило, составляет 50-60 %. Эффект длится в среднем около 6 мес, что, вероятно, связано с постепенной деградацией полимера в пласте. В связи с этим основные исследования продолжаются в направлении поиска способов, обеспечивающих максимальную продолжительность эффекта от обработок скважин полимерсодержащими составами и гелеобразующими композициями. Основная задача при этом – предохранить полимеры от преждевременного разрушения и обеспечить продвижение их в глубь пласта на расстояние, достаточное для перераспределения нагнетаемой воды. Разнообразие технологий и их модификаций свидетельствует о том, что составы необходимо подбирать для конкретных геологических условий.
Требуется тщательное изучение условий и критериев применения этих технологий, особенно в карбонатных коллекторах, где существенную роль играют кавернозность и трещиноватость.
В рамках федеральной целевой научно-исследовательской программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники» на 2002-2006 гг. ОАО «ВНИИнефть» совместно с другими институтами выполнен комплексный проект, конечной целью которого является более полное извлечение нефти из недр. Под руководством А.А. Боксермана разработан комплекс интегрированных методов увеличения нефтеотдачи (ИМУН), основанных на применении гидродинамических методов повышения КИН, усиленных современными видами ГТМ. На некоторых месторождениях Западной Сибири (Ватинском, Быстринском, Лянторском, Самотлорском, Ермаковском) была реализована потокоотклоняющая технология на основе биополимера БП-92. Испытания показали, что создание небольших биополимерных оторочек (до 1 % Vпор) в сочетании с выравниванием профиля приемистости на ранних стадиях внедрения системы ППД продлевает безводный режим работы скважин. Так, создание в пласте небольших оторочек раствора БП-92 позволило получить значительный эффект (8-55 тыс. т/скв). Время гелеобразования эффективно регулируется концентрацией квасцов в растворе. Вместе с тем в некоторых промысловых экспериментах, например, на Арланской площади, эффективность обработок скважин с применением БП-92 оказалась недостаточной, поэтому технология не рекомендована для промышленного применения.
Для предотвращения прорыва нагнетаемой воды используются полимерные системы на основе ПАА и сшивателя. Один из новых видов сшитого полимерного состава (СПС) – водонабухающие полимеры (ВНП), представляющие собой «зашитый» ПАА (ФГУП «Саратовский НИИ полимеров»). Порошкообразные композиции «зашитого» полимера АК-639 концентрацией 0,5-1 % нагнетали небольшими порциями и проталкивали от скважины пластовой водой плотностью 1,18 г/см3. Этот полимер способен поглощать воду (1 г ВНП – до 100-400 г воды ) и используется для ОПЗ с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин (см. таблицу). Гелеобразование происходит при температуреоколо 70 С только при контакте с водой в течение 24-28 ч. Дополнительная добыча составила 3575 т, или 7 тыс. т/т закачанного раствора полимера.
Продолжительность эффекта 1,5 года
Требуется тщательное изучение условий и критериев применения этих технологий, особенно в карбонатных коллекторах, где существенную роль играют кавернозность и трещиноватость.
В рамках федеральной целевой научно-исследовательской программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники» на 2002-2006 гг. ОАО «ВНИИнефть» совместно с другими институтами выполнен комплексный проект, конечной целью которого является более полное извлечение нефти из недр. Под руководством А.А. Боксермана разработан комплекс интегрированных методов увеличения нефтеотдачи (ИМУН), основанных на применении гидродинамических методов повышения КИН, усиленных современными видами ГТМ. На некоторых месторождениях Западной Сибири (Ватинском, Быстринском, Лянторском, Самотлорском, Ермаковском) была реализована потокоотклоняющая технология на основе биополимера БП-92. Испытания показали, что создание небольших биополимерных оторочек (до 1 % Vпор) в сочетании с выравниванием профиля приемистости на ранних стадиях внедрения системы ППД продлевает безводный режим работы скважин. Так, создание в пласте небольших оторочек раствора БП-92 позволило получить значительный эффект (8-55 тыс. т/скв). Время гелеобразования эффективно регулируется концентрацией квасцов в растворе. Вместе с тем в некоторых промысловых экспериментах, например, на Арланской площади, эффективность обработок скважин с применением БП-92 оказалась недостаточной, поэтому технология не рекомендована для промышленного применения.
Для предотвращения прорыва нагнетаемой воды используются полимерные системы на основе ПАА и сшивателя. Один из новых видов сшитого полимерного состава (СПС) – водонабухающие полимеры (ВНП), представляющие собой «зашитый» ПАА (ФГУП «Саратовский НИИ полимеров»). Порошкообразные композиции «зашитого» полимера АК-639 концентрацией 0,5-1 % нагнетали небольшими порциями и проталкивали от скважины пластовой водой плотностью 1,18 г/см3. Этот полимер способен поглощать воду (1 г ВНП – до 100-400 г воды ) и используется для ОПЗ с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин (см. таблицу). Гелеобразование происходит при температуреоколо 70 С только при контакте с водой в течение 24-28 ч. Дополнительная добыча составила 3575 т, или 7 тыс. т/т закачанного раствора полимера.
Продолжительность эффекта 1,5 года
Как показывают публикации последних лет, с применением биополимера БП-92 многие исследователи связывают повышение эффективности ГТМ, направленных на снижение неэффективной закачки при заводнении продуктивных пластов. Однако, как и при применении других полимеров, к слишком оптимистичным оценкам необходимо относиться с осторожностью.
Экономическое стимулирование применения МУН
Для реализации промысловых испытаний современных МУН необходимо экономическое стимулирование нефтяных компаний, так как именно на этом этапе освоения технологий себестоимость добычи нефти в 2-3 раза выше, чем при использовании традиционных методов. Для решения проблемы экономического стимулирования испытания и широкого внедрения эффективных МУН необходимо, вероятно, в кратчайшие сроки разработать механизмы участия государства в софинансировании пилотных проектов, а также осуществить гибкое налоговое регулирование проектов по внедрению высокотехнологичных методов повышения нефтеотдачи, освоения трудноизвлекаемых запасов и довыработки истощенных залежей углеводородного сырья. В этом направлении может быть использован опыт США, где, несмотря на закономерно ухудшающуюся структуру запасов, средний КИН неуклонно растет.
А.В. Берлин (ЗАО «ИННЦ»)
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»