ВКР. Диплом_ВКР_Тудегешев. Анализ технологии полимерного заводнения в различных геологических условиях месторождений западной сибири
 Скачать 4.9 Mb.
|
2.6 Модифицированные методы полимерного заводненияСуществуют различные виды полимерного заводнения, отличающиеся друг от друга химическим составом закачиваемого реагента. Эффективность того или иного метода зависит от конкретных условий месторождения, опираясь на которые следует подобрать оптимальный состав. 2.6.1 Полимерное заводнение на основе Вязкоупругого поверхностно-активного состава (ВУПАС)В наше время активно используются технологии основанные на применении СПС (сшитый полимерный состав), то есть в раствор помимо полиакриламида добавляется сшиватель. При выборе марки полимера идет тщательный учет особенностей технологий, геолого-физические условия залегающих пластов, свойства и характеристики сшивателя и растворителя. Сшитый полимерный состав (СПС) - водные гели на основе водорастворимых полимеров, с помощью которых можно увеличить охват пласта заводнением. Чаще всего в качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид [16]. При увеличении нефтеотдачи хорошо зарекомендовала себя технология ВУПАС на основе полиакриламида таких марок как: AN–132, DP 9–8177, Seurvey R1, Praestrol. Также входящие в состав комплексные поверхностно-активные вещества марок: Нефтенол–ВВД, Катол–22А, Нефтенол–К. При этом образование геля происходит в самом пласте. Чтобы образовался сшитый полимерный состав используют сшиватель на основе ацетата хрома, который способен не только изменять диапазон времени за который образуется гель, но и позволяет эффективно регулировать направление фильтрационных потоков. Исследования показывают, что при использовании технологии вязкоупругих полимерных систем на месторождениях, приуроченных к Мегионской группе, получают самые высокие показания в плане уменьшения обводненности продукции, даже если до этого проводились работы по гидроразрыву пласта. При оценке технологии ВУПАС с ГОС (гелеобразующий состав) и с ООС (осадкообразующий состав) отмечается, что данный метод лучше показания в пластах с низкой проницаемостью, за счет больших размеров молекул [17]. При использовании традиционного СПС происходит воздействие в основном на высокопроницаемые участки, выравнивая фронт вытеснения. Однако низкопроницаемые участки, где может находиться нефть, остаются нетронутыми. Технология ВУПАС воздействует на все участки пласта. Происходит это за счет того, что ПАВ в технологии вязкоупругого поверхностно-активного состава оказывает воздействие на низкопроницаемые зоны из-за гидрофибизации породы. В результате чего многократно увеличивается проницаемость по воде и полимерный состав, проникая по каналам породы, может спокойно вытеснять остаточную нефть. Фронт вытеснения становится еще более равномерный [18]. «Метод полимерного заводнения с применением ВУПАС проводилась на Аганском, Ватинском, Мегионском, Узунском, Северо-Покурском, а также на Западно-Усть-Балыкском в пластах  , . Месторождения являются многопластовыми. Среди пород, слагающих пласты, выделили несколько нефтенасыщенных участков, таких как: нижнеалымские пласты группы АВ нижнеалымской подсвиты и ванденской, БВ – мегионской свиты нижнего мела, ЮВ – васюганской свиты верхней юры.»«Пласт имеет сложное строение толщи пород, которая называется «рябчиковая». Как правило, такие породы не имеют общей закономерности по изменению коэффициента нефтенасыщенности по высоте, поэтому было решение выделить всего три залежи насыщенных нефтью, при том, что пласт обладает достаточно пологими и продолговатыми формами залежи без участков, где коллекторская порода полностью заглинизировалась». «С 1997 по 2007 года эксплуатировался в естественном режиме. В 1998 начали подключать нагнетательные скважины для ППД системы. Горизонтальные добывающие скважины имеют расположены друг от друга на расстоянии 400 метров для обеспечения оптимальной и равномерной выработкой запасов залежи» [19].В 2015 году было принято решение применить технологию ВУПАС. Для этого была обработана нагнетательная скважина 1. Участок скважин на карте обозначен на рисунке 18.  Рисунок 18 – Участок скважин Зелеными линиями показан обрабатываемй участок. Участок, помимо прослойной неоднородностью, характеризуется высокой обводненностью и её быстрым темпом. Остаточная нефть, неразработанная в процессе добычи, также показывает высокие значения. Эти факторы входят в рамки благоприятного проведения технологии СПС. В скважинах 1,2,4,7,8 были проведены ГРП, после чего была развита сеть искусственных трещин. Оценка остаточных запасов проводилась на основе имеющейся информации по остаточным нефтеносным участкам и накопленной за года добыча. Также на основе характеристики вытеснения по истории добычи нефти и жидкости построена зависимость водо-нефтяного фактора от накопленной добычи нефти (ВНФ =f(  , по которой определяют остаточные извлекаемые запасы и характер выработки запасов (рисунок 19). Рисунок 19 – График выработки запасов На рисунке 19 имеется показатель предельно-рентабельной обводненности фонда, до которой проводится линия тренда после чего идет прогноз накопленной добычи. Оценки показывают, что планируется накопить 110 тыс. тонн нефти, 99 тыс. тонн нефти останутся «нетронутыми» разработкой. В Таблице 10 представлены дебиты жидкости и нефти в период применения традиционного заводнения, т.е до использования технологии ВУПАС. Таблица 10 - Показатели разработки реагирующих скважин до технологии ВУПАС
Продолжение таблицы 10
Анализируя таблицу, стоит отметить скважины 2 и 7, т.к они имеют высокие значения обводненности в районе 98 %, что является границей, после которой скважина нерентабельна. Скважины 3-5 имеют также высокую обводненность в 94%, но не превышают предельные значения. Низкую обводненность (85 и 75%) имеют скважины 6 и 8. В первых месяцах 2015 года произошло перекрытие участков пласта, насыщенных нефтью, что стало причиной высокой обводненности и резкому падению дебитов нефти.  В июне 2015 года в скважину 1 было закачано 150  раствора ВУПАС. Изменения основных показателей участка после воздействия полимерного раствора представлена на рисунке 20.Рисунок 20 – Основные показатели разработки участка По графику видно, что на закачанный в первую скважину раствор другие скважины среагировали в сентябре 2015 года. Результатом стало снижение обводненности до 97% с дальнейшей стабилизацией, что свидетельствует об благоприятном проведении технологии. Об эффективности закачиваемой системы полиакриламида, комплексного поверхностно-активного вещества и сшивателя показывают оценки профиля поглощения раствора скважиной 1, основанные на детальных изучениях записи механической расходометрии при закачке давлением в 147 атмосфер (  атм). Результаты исследования показаны на рисунке 21. Рисунок 21 - Результаты исследований профиля поглощения скважины 1: a) До Технологии ВУПАС; б) После технологии ВУПАС Видно, что после проведения технологии ВУПАС произошло перераспределение зон поглощения вытесняющего раствора. Участок на глубинном интервале 1818-1819 и его соседний пропласток 1819,8-1820,6 м перестали поглощать жидкость, в результате закупорки высокопроницаемых каналов. В следствие этого жидкость стала поступать в другие участки, и на на глубине 1820,6-1821,8 и 1822,8-1823,6 м произошло увеличение объема поглощения вытесняющего реагента с 57 до 65% и с 11 до 26%. Вязкоупругая полимерная система также стала проникать и в низкопроницаемые участки коллектора, вытесняя ранее «нетронутую» нефть (глубинные интервалы 1823,6-1824,2 и 1826-1827 м). Во время проведения технологии проводилась проверка, в результате которой удалось установить, что НКТ и эксплуатационная колонная полностью герметичны, а перетоки жидкости в заколонном пространстве отсутствуют. Оценка эффективности технологии ВУПАС, проведенной на участке, осуществлялась с помощью «интегральной модели Праведникова». На основе данных по  накопленной добыче нефти ( и накопленной добыче жидкости ( на участке до применения технологии ВУПАС была построена графическая зависимость и определена линия тренда, уравнение зависимости, а также параметрические коэффициенты, после чего произведена экстраполяция результатов для дальнейшего прогнозирования суммарного положительного эффекта от полимерного заводнения, придерживаясь постоянного отбора жидкости, определение базовой динамики дебита нефти. Эффективность ВУПАС определялась сравнением фактической прямой на графике с прогнозной. Дополнительно добытая нефть составила 588, 67 т, длительность эффекта воздействия полимерного заводнения около 10 месяцев, учитывая что первые изменения произошли через 3 месяца. В ходе расчетов и оценки технологической эффективности ВУПАС скважины 2, 6 и 8 исключены, так как бездействуют с конца 2015 года (2 и 6 бездействуют, а скважина 8 была подвергнута призабойной обработке [16]. Выводы Результаты проведения технологии полимерного заводнения позволяют говорить об её эффективности: снизились объемы добываемой пластовой воды, увеличился коэффициент вытеснения неоднородных терригенных пород, которые как правило имеют высокую обводненность и значительные запасы нефти, не подвергшиеся разработке и, соотвественно, возросла добыча нефти. |
