Игнатенко Маргарита Борисовна. Анализ эффективного применения технологии полимерного
 Скачать 2.66 Mb.
|
|
Модель Пористость, д. ед Прони- цаемость, мкм 2 Диаметр модели керна, см. Длины участков, см Объём пор, см 3 Входной Основной 1 0,31 0,15 3,07 9,6 20,3 44,71 2 0,3 0,723 3,07 9,6 20,2 44,57 3 0,3 1,31 3,07 9,6 20,2 45,33 55 На трех скоростях закачки для каждой модели керна с проницаемостью в пределах диапазона, характерного для данного пласта месторождения ХХХ, были получены зависимости фактора Р и остаточного фактора Рост сопротивления от проницаемости при определенной скорости фильтрации. Результаты представлены в таблице 11. Таблица 11 – Зависимость факторов и остаточных факторов сопротивления от проницаемости керна и скорости закачки Сп = 1,5 г/л №экс Прони- цаемость, мкм 2 Скорость закачки, м/сут Фактор сопротивления, д.ед. Остаточный фактор сопротивления, д.ед. 1 0,15 2,25 129,02 70,1 3,75 101,11 61,43 7,5 72,32 28,25 2 0,723 2,25 61,08 31,05 3,75 42,1 24,03 7,5 33,22 13,39 3 1,31 2,25 50,15 13,11 3,75 31,01 8,03 7,5 20,2 6,08 Полученные аналитические зависимости факторов и остаточных факторов сопротивления закладываются в расчетную модель процесса полимерного заводнения для проведения прогнозного расчета технологических показателей полимерного воздействия на пласт. Для оценки коэффициентов нефтевытеснения был использован раствор полимера марки Superpusher К129 с концентрацией 1,5 г/л. Эксперимент проводился одновременно со снятием реологических характеристик. Коэффициент вытеснения нефти определялся для каждой проницаемости согласно рекомендациям ОСТ 39-070-78 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях». Коэффициенты остаточной нефтенасыщенности после завершения опыта определяли объёмным методом. Коэффициент вытеснения рассчитывали по формуле (11): (11) 56 где К выт – коэффициент вытеснения нефти водой, доли ед, К нн – начальная нефтенасыщенность, доли ед, К он – остаточная нефтенасыщенность, доли ед. В таблице 12 представлены коэффициенты нефтевытеснения. Таблица 12 – Коэффициент вытеснения нефти растворами полимеров Модель керна № Коэффициент начальной нефтенасыщеннос ти, д.ед Коэффициент нефтевытеснения, д.ед. После вытеснения нефти водой После вытеснения нефти полимером и водой Прирост значения коэффициента вытеснения нефти, % 1 0,763 0,643 0,731 8,8 2 0,751 0,531 0,623 9,8 3 0,775 0,527 0,669 14,2 Анализ результатов экспериментов показывает, что максимальный прирост коэффициента вытеснения нефти получен при фильтрации раствора полимера марки Superpusher К129 с концентрацией 1,5 г/л в керн с проницаемостью 1,31 мкм 2 при условии непрерывной закачки полимера, что экономически нецелесообразно. Оптимальным является вариант закачки оторочки полимера в объеме 0,3 от объема пор пласта и последующей закачки воды. Для оценки коэффициента вытеснения с закачкой оторочки полимерного раствора был использован раствор полимера с концентрацией 1,5 г/л в объеме 15,5 см 3 и вода, на которой приготовлен полимер. Закачку воды проводили до тех пор, пока происходило выделение нефти из керна. Результаты эксперимента представлены в таблице 13. Таблица 13 – Коэффициент вытеснения нефти с закачкой оторочки раствора полимера 0,3 объема пор Анализ показывает, что прирост значения коэффициента вытеснения нефти при закачке оторочки полимера в объеме 0,3 от объема пор керна с последующей закачкой воды составил 9,2%. Коэффициент начальной нефтенасыщенности, д. ед Коэффициент нефтевытеснения, д.ед. После вытеснения нефти водой После вытеснения нефти полимером и водой Прирост значения коэффициента вытеснения нефти, % 0,761 0,531 0,623 9,2 57 2.3. Формирование и обоснование участков применения полимерного заводнения Полимерные молекулы в водном растворе под действием различных факторов могут необратимо разрушаться вследствие их деструкции. Деструкция может быть: - химической, при которой разрушение происходит в результате взаимодействия кислорода воздуха с полимерными молекулами; - термической - происходит при температурах свыше 100 ° С. - механической (сдвиговой), обусловленной разрывом макромолекулярных ассоциаций под действием повышенных напряжений (при высоких скоростях движения) при течении растворов в нефтепромысловом оборудовании, призабойной зоне пласта. - микробиологической, происходящей под действием аэробных бактерий, которые могут развиваться в пласте при закачке их с водой. Микробиологическая и механическая деструкции ПАА уменьшают молекулярную массу полимера и, как следствие, его загущающую способность. Поэтому для обеспечения эффективности предлагаемой технологии полимерного заводнения и получения наилучших технико-экономических показателей разработки необходимо определить диапазон благоприятных свойств флюидов и пласта, то есть выделить критерии применимости данного метода. Эти критерии определяются на основе анализа технологических показателей, обобщения опыта применения полимерного воздействия в различных геолого-физических условиях, а также использования широких теоретических и лабораторных исследований. Выделяются три категории критериев: - геолого-физические (свойства пластовых жидкостей, толщины нефтенасыщенного пласта), параметры и особенности нефтесодержащего коллектора (насыщенность порового пространства, условия залегания), а также техническое состояние скважины; 58 - технологические (концентрация агентов в растворе, размещение скважин, давление нагнетания и т. д.); - материально-технические (обеспеченность оборудованием, химическими реагентами, их свойства и др.). При выборе объектов для применения полимерного заводнения основополагающими являются критерии первой категории. Область применения полимерного заводнения ограничивается обводненностьюзаводняемого пласта не выше 95 %. Это связано с тем, что в этих условиях фильтрационное сопротивление пористой среды при обработке полимером практически не изменяется. На вязкоупругие и реологические свойства растворов полиакриламида при фильтрации в пористой среде существенное влияние оказывает проницаемость пород. При снижении проницаемости пород линейно увеличиваются показатели реологических свойств фильтрующихся растворов, в особенности остаточный фактор сопротивления, который является основным при оценке действия полимеров и связан с сорбцией полимера породами пласта. При коэффициенте проницаемости пласта менее 0,1 мкм 2 процесс полимерного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул раствора больше размеров пор и происходит либо его кольматация в призабойной зоне, либо механическое разрушение молекул полимера. В коллекторах с проницаемостью более 2,0 мкм 2 эффективность полимерного заводнения снижается из-за уменьшения величины адсорбции полимера пористой средой или из-за недостаточно высоких его концентраций в растворе. Опыт применения полимерного заводнения на месторождении ХХХ также показал низкую эффективность технологии при проницаемости свыше 2 мкм 2 Применение полимеров для глубокозалегающих пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами (менее 0,1 мкм 2 ) и имеющих высокую температуру (более 90 °С) является неэффективным. Значительного эффекта нельзя ожидать также от закачки в сравнительно однородные пласты, 59 содержащие маловязкие нефти (менее 5 мПа*с). В условиях повышенной солености пластовых вод и содержания солей кальция и магния водные растворы полимеров становятся неустойчивыми, снижается вязкость раствора, т.к. под действием ионов пластовой воды и приложенного напряжения структура растворов полностью разрушается. С увеличением концентрации полиакриламида в растворе требуется большее количество соли для разрушения структуры. Так, при концентрации полиакриламида 0,1 % масс. вязкость раствора становится независимой от концентрации соли до 3 %. Влияние минерализации пластовой воды (непосредственно в пласте) на стабильность раствора полимера неоднозначно. Увеличение минерализации пластовой воды снижает вязкость раствора, а фазовая проницаемость для раствора увеличивается, что способствует повышению нефтеотдачи. Результирующий эффект может быть различным в зависимости от свойств пластовой воды, пористой среды, типа полимера, свойств растворителя и концентрации раствора. Дополнительная особенность полимерного заводнения заключается в проявлении адсорбции некоторой части растворенного в воде полимера, а передняя часть фронта вытесняющей воды оказывается без полимера, соответственно с обычной подвижностью воды. Увеличение содержания хлористого натрия, хлористого кальция и других электролитов от 0,5 до 20 % многократно увеличивает адсорбцию полимера на породе. Адсорбция породами пласта из минерализованных растворов в несколько раз выше, чем из опресненных вод. Уменьшение степени адсорбции полимера снижает фактор сопротивления для воды и охват пласта заводнением. При высокой адсорбции фронт полимера значительно отстает от фронта вытеснения нефти водой. Поэтому необходимо определение оптимального диапазона адсорбции, который обеспечит эффективное вытеснение нефти на основе подбора реагентов и концентрации по лабораторным исследованиям. Технологию полимерного заводнения на скважинах с наличием 60 заколонных перетоков и негерметичностью эксплуатационной колонны производить не рекомендуется. Анализ показателя обводненности проводимых мероприятий выявил положительную тенденцию эффективности в пределах 86-95 %. В результате были сформированы критерии применимости технологии закачки полимерных композиций в условиях месторождения ХХХ, которые сведены в таблицу 14. Таблица 14 – Критерии эффективного применения полимерного воздействия Категория скважин Наименование параметры Оптимальное значение параметра Нагнетательные скважины Среднесуточная приемистость, м 3 /сут свыше 100 Проницаемость, мкм 2 0,1-1,5 Эффективная толщина пласта, м не менее 2 Глинистость, д. ед. менее 0.3 Количество реагирующих добывающих скважин, шт. добывающих скважин, шт. 5 и более Герметичность э/колонны герметична Заколонные перетоки отсутствуют Выработанность запасов нефти по участку, % не более 85 % Средняя обводненность по участку, % 80,0-95,0 Объект разработки не более 1 Добывающие реагирующие скважины Среднесуточный дебит нефти, т/сут не менее 2.5 Среднесуточный дебит жидкости, м 3 /сут более 40 Накопленный ВНФ, д. ед. 2,0-4,0 Группа неоднородности 2, 3 Текущая нефтенасыщенность, д. ед. более 0,45 Минерализация пластовой воды, г/л 120-140 Техногенное изменение ФЭС (физические методы ГТМ) отсутствие ГРП Наличие газовой шапки отсутствие Проведение многовариантного анализа по различным сценариям, использование критериев применимости технологий ПНП с исключением участков с неблагоприятными факторами позволил сократить количество рассматриваемых участков-кандидатов до двух с оптимальными параметрами. 2.4. Выбор участков применения технологии полимерного заводнения Выбор скважин для полимерного заводнения по месторождению ХХХ проводился с использованием геолого-гидродинамической модели, а также 61 вышеприведенных критериев применимости. Выбор объектов базировался на детальном анализе геологического строения пласта, фильтрационно-емкостных характеристик, степени проницаемостной неоднородности, а также рабочих характеристик скважин. Приоритет при выборе реагирующих скважин отдавался скважинам в зоне влияния закачки. Далее прогнозные значения рассчитывались в границах 9-ти точечного элемента разработки. Немаловажным фактором явилось техническое состояние скважин. Проведение многовариантного анализа по различным сценариям использования критерий применимости позволил подобрать участки с оптимальными параметрами. В результате были выделены участки планирования работ по полимерному воздействию по пласту Ю-1 - участки нагнетательных скважин 2041 и 2049 (рисунки 18 – 19). Краткая характеристика участков скв. 2041-2049 пласта Ю-1 Участки, предлагаемые под полимерное заводнение, находятся к западу от центрального субмеридианального разлома. Участки характеризуется наличием песчаного тела, вытянутого в северо-восточно – юго-западном направлении, с эффективной толщиной до 29 м. Скважины участков принадлежат области пласта с высокими фильтрационными характеристиками. 62 Рисунок 18 – Выкопировка с карты эффективной нефтенасыщенной толщины по участкам скв. 2041-2049 Рисунок 19 – Выкопировка с карты нефтенасыщенности по участкам скв. 2041-2049 Максимальное значение текущей нефтенасыщенности достигает величины 0,7 д. ед. (район скв. №4282) (рисунок 19). 63 Показатели разработки и состояние начальных балансовых и извлекаемых, а также текущих извлекаемых запасов нефти по участкам скважин 2041 и 2049 объекта Ю-1 представлены в таблице 15. Таблица 15 – Текущие показатели разработки участков скв.2041-2049 Наименование параметра Участок скв.2041-2049 Пласт Ю-1 Номера нагнетательных скважин 2041; 2049 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м 15 Средняя проницаемость, мкм 2 (керн/геофизика) 0.423/ 0.493 Средняя пористость, д.ед. 0.24 Номера реагирующих добывающих скважин 86, 2312, 2313, 2314, , 2322, 2323, 2335, 2336, 2337, 2346, 2347, 2359, 2360, 2361, 3281, 3299, 4281, 4282, 4287, 6038, 6147 Средняя текущая нефтенасыщенность добывающих скважин, д. ед. 0.51 Начальные балансовые запасы нефти, млн.т 4.156 Поровый объем, тыс. м 3 6183 Суммарный дебит нефти по участку, т/сут 132 Суммарный дебит жидкости по участку, т/сут 1234.9 Средняя обводненность, % 89.7 Накопленная компенсация отбора закачкой, % 50.05 Средний дебит по нефти скважин участка, т/сут 5.25 Средний дебит по жидкости скважин участка, т/сут 46.85 Приемистость скважин по тех.режиму на 2кв.2014, м 3 /сут 280 (скв.2041), 265 (скв.2049) Максимальная средняя за месяц приемистость по истории разработки, м 3 /сут 388 (скв.2041), 404 (скв.2049) Средняя минерализация попутно добываемой воды по скважинам участка, г/л 124.55 ВНФ (тек.), д.ед. 8.55 ВНФ (нак.), д.ед. 2.75 Минерализация закачиваемой воды, г/л 113.9 Средняя проницаемость вскрытых перфорацией интервалов нагнетательной скважины 2041 – 4417.3 мД, проницаемость колеблется в диапазоне min/max соответственно 419/25276 мД. Средняя проницаемость вскрытых перфорацией интервалов нагнетательной скважины 2049 – 367.6 мД, проницаемость колеблется в диапазоне min/max соответственно 67/947 мД. По добывающим скважинам максимальная проницаемость 64 составляет 1627 мД при среднем значении 553.02 мД. 2.5. Схема реализации полимерного воздействия Был проведен анализ результатов лабораторных испытаний технологии полимерного заводнения, которые проводились с использованием полимера марки Superpusher K129, флюидов месторождения ХХХ на естественном керновом материале. При проведении анализа учитывалась температура пласта, минерализация пластовой и закачиваемой вод, а также вязкость нефти в пластовых условиях. Анализ результатов показал, что прирост коэффициента вытеснения нефти при закачке раствора полимера с концентрацией 1,5 г/л на трех моделях керна составил в среднем 11,0 % по сравнению с коэффициентом вытеснения водой (таблица 16). Таблица 16 – Коэффициент вытеснения нефти растворами полимеров Модель керна № Коэффициент начальной нефтенасы- щенности, д. ед Коэффициент нефтевытеснения, д. ед. После вытеснения нефти водой После вытеснения нефти полимером и водой Прирост значения коэффициента вытеснения нефти, % 1 0,763 0,643 0,731 8,8 2 0,751 0,531 0,623 9,8 3 0,775 0,527 0,669 14,2 Применение полимерного воздействия на участке скв. № 2041+2049 позволит дополнительно добыть за шестилетний период времени 86378.6 т нефти. Результаты расчета эффективности полимерного воздействия на различных сетках скважин в условиях месторождения ХХХ приведены в таблице 17. Таблица 17 – Сводная таблица расчета эффективности применения полимерного заводнения на различных сетках скважин участков месторождения ХХХ № п/п Параметр Участок скв. №2041+2049 1 Сетка скважин, м 400 65 № п/п Параметр Участок скв. №2041+2049 3 Количество добывающих скважин участка, шт. 21 5 Дополнительная добыча нефти с применением полимерного заводнения, т 86378.6 9 Удельная эффективность применения технологии полимерного заводнения, т /скв. 4113.3 Согласно таблице 17, удельная эффективность применения полимерного воздействия по уч. скв. № 2041+2049 составит соответственно 4113,3 т нефти на скважину. 2.6. Техника и технология использования полимерного заводнения Полимерное заводнение один из наиболее распространённых третичных методов повышения нефтеотдачи пластов. Применение технологии полимерного заводнения может быть реализовано как на одной, так и на нескольких скважинах участка. При проектировании полимерного заводнения важными аспектами являются: геологическое обоснование участка проведения работ, выбор химии и технико-технологические вопросы реализации проекта. При проработке технико-технологических вопросов важными критериями являются: 1. Инфраструктура системы ППД (распределение БКНС, линий нагнетания, ВРП); 2. Параметры работы системы ППД (давление на участках системы ППД, температура закачиваемой воды, расход воды); 3. Химический состав воды, содержание механических примесей и остатков нефтепродуктов; 4. Расположение источников энергоснабжения; 5. Характеристики оборудования для полимерного заводнения; 6. Схема подключения установки полимерного заводнения к системе ППД. |