2.5.2 Физико-гидродинамическая характеристика
Определение физико-гидродинамических характеристик пород яковлевской и нижнехетской свит Ванкорского месторождения проводились по данным фильтрационных исследований, выполненных в лабораториях: ООО
43
«РН-УфаНИПИнефть»,
ООО
«НК
«Роснефть»
-
НТЦ»,
ОАО
«ТомскНИПИнефть» и ВНИГНИ (г. Москва). В лабораториях ООО «РН-
УфаНИПИнефть», ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» эксперименты проводились на установках УИК-5(2) и УИК-5(4), ВНИГНИ– установка многофазной фильтрации, ОАО «ТомскНИПИнефть» - автоматизированные установки CFS-
830, FDES-650 компании «Cогetest systems».
Физико-гидродинамические характеристики продуктивных пластов изучались по следующим направлениям:
- характеристики вытеснения нефти водой (таблица 2.3)
- характеристики вытеснения нефти газом
24
Таблица
2.3
–
Характеристика параметров по вытеснению нефти пластовой водой
Лаборатория
Проницаемость, мД
Сожержание связанной воды, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности
Коэффициент вытеснения, доли ед.
К
ол
-в о оп ре де ле ни й
Сре дн ее з
на че ни е
Интервал изменения
К
ол
-в о оп ре де ле ни й
Сре дн ее з
на че ни е
Интервал изменения
Начальной, доли ед.
Остаточной, доли ед.
К
ол
-в о оп ре де ле ни й
Сре дн ее з
на че ни е
Интервал изменения
К
ол
-в о оп ре де ле ни й
Сре дн ее зн ач ен ие
Интервал изменения
К
ол
-в о оп ре де ле ни й
Сре дн ее зн ач ен ие
Интервал изменения
Як-III-VII
ООО "НК-
Роснефть"-НТЦ
78 312,
2 10,26-
1276,6 78 0,29 5
0,178-
0,467 78 0,70 5
0,533-
0,822 78 0,31 9
0,294-
0,342 78 0,54 0
0,381-
0,642
ООО "РН-
УфаНИПИнефть"
5 747,
9 46,6-
2495,4 5
0,25 1
0,177-
0,335 5
0,74 9
0,665-
0,823 5
0,30 2
0,237-
0,332 5
0,59 1
0,501-
0,712
ОАО
«ТомскНИПИнефть
»
36 520 28,9-
3089,5 36 0,32 5
0,091-
0,516 36 0,66 9
0,484-
0,909 36 0,25 6
0,203-
0,334 36 0,60 4
0,381-
0,738
ВНИГНИ (г.
Москва)
12 967,
9 321,9-
1633,3 12 0,11 3
0,087-
0,134 12 0,88 7
0,866-
0,913 12 0,38 5
0,357-
0,424 12 0,56 5
0,51-
0,595
45
2.5.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов
По результатам хроматографического анализа в компонентных составах жидкой и газовой фаз пластовой и разгазированной нефтей (таблица 1.6) сероводород отсутствует.
Нефтяной газ сухой. Коэффициент жирности составляет 3,2 %.
Молярная доля метана в газе однократного разгазирования пласта Як-III-VII равна 94,2 %. Молекулярная масса пластовой нефти составляет 192,2 г/моль.
По плотности (при однократном разгазировании) нефть пластов Як-III-VII относится к тяжелым (902,3 кг/м3). Вязкость нефти в пластовых равна 8,9 мПа·с. Нефть относится к средневязким.
Нефти пласта
Як-II-VII являются смолистыми
(6,7%), малопарафинистыми (2,7 %), малосернистыми (0,15 %) с низким выходом легких фракций (17% до 300 0
С). Повышенная плотность нефти характерна для пластов группы Як всего региона.
2.6 Технологии, применяемые на Ванкорском месторождении
2.6.1 Разработка матрицы применимости ПОТ. Выбор и
обоснование первоочередной базовой ПОТ
Основными параметрами, влияющими на возможность применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) и интенсификации добычи нефти являются особенности геолого-физического строения продуктивных пластов, текущее состояние их разработки, а также фактически полученные результаты от ранее проведенных работ на объектах разработки.
Трудно извлекаемые остаточные запасы нефти, доступные для извлечения с помощью технологий МУН делятся на два основных типа: расположенные в промытых водой зонах и сосредоточенные в плохо дренируемых областях (рисунок 2.4). В промытых зонах гидрофильных
46 или гидрофобных коллекторов остаточная нефть имеет повышенную плотность за счет обогащения асфальтеносмолистыми компонентами и
находится либо в рассеянном состоянии, либо адсорбирована на породе коллектора (пленочная нефть). Применение МУН в промытых зонах основано на увеличении коэффициента вытеснения. Это обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ), щелочью или ими одновременно (ASP) и т.д.).
Рисунок 2.4 – Выбор технологии МУН в зависимости от структуры остаточных запасов нефти
Плохо дренируемые области с остаточной нефтью исходного состава вовлекаются в разработку с помощью МУН, повышающих коэффициент охвата.
В таких областях используются методы, направленные на выравнивание профиля приемистости, потокоотклоняющие технологии, циклические ВУС- полимерные обработки.
В данной работе в качестве объектов для применения МУН и интенсификации добычи нефти на
Ванкорском месторождении рассматривается объект
Як-III-VII, разрабатываемый с применением системы поддержания пластового давления (ППД) путем закачки воды. Как отмечалось в разделе 1.2 отчета, геолого-физического строение и текущее
47 состояние разработки объекта Як-III-VII имеют ряд особенностей, которые необходимо учитывать при планировании физико-химического воздействия.
С точки зрения воздействия на остаточные запасы можно выделить дополнительно следующие моменты.
1.Разработка залежи сетью горизонтальных и наклонно-вертикальных скважин, с применением гидроразрыва пласта для интенсификации темпов разработки залежи.
2. Высокие приемистости нагнетательных скважин, хотя и не превышающие расчетные величины, если исходить из горизонтальности стволов.
3. В настоящее время наблюдается интенсивное обводнение добываемой продукции при низком коэффициенте охвата продуктивного пласта заводнением.
4. Наличие значительных незатронутых заводнением запасов нефти при отставании темпов отбора извлекаемых запасов от темпов роста обводненности.
Эти особенности показывают на актуальность применения на объекте
Як-III-VII в настоящее время в первую очередь технологий, направленных на увеличение охвата продуктивного пласта заводнением. При таких условиях закачиваемая вода фильтруется к забою добывающих скважин по
трещинам и высокопроницаемым пропласткам, не совершая полезную работу по вытеснению нефти, т. е. наблюдается ее «холостая» циркуляция.
Существуют два принципиально отличающихся подхода к ликвидации
«холостой» циркуляции нагнетаемой воды (рисунок 2.5). Повышения охвата пласта заводнением можно достигнуть за счет увеличения вязкости воды
(полимерное заводнение) и снижения проницаемости по воде
(потокоотклоняющие технологии). При полимерном заводнении происходит выравнивание фронта вытеснения с проникновением полимера как в высоко проницаемые, так и в низко проницаемые интервалы. В случае потокоотклоняющих технологий целью является минимальное проникновение тампонажного материала в нефтенасыщенную низкопроницаемую часть,
48 изоляция трещин и высокопроницаемых каналов фильтрации (ВКФ) с последующей закачкой воды («малообъемный» вариант). Полимерное заводнение предполагает закачку больших объемов полимерного раствора (0,1-
0,5 объема пор участка воздействия) причем, предпочтительно его внедрять с начала разработки. Потокоотклоняющие технологии применяются только при высокой обводненности добываемой жидкости
Рисунок 2.5 – Два принципиально отличающихся подхода к ликвидации холостой циркуляции нагнетаемой воды
С учетом перечисленных выше особенностей объекта ЯК-III-VII при выборе технологий воздействия на первом этапе рассмотрен вариант малообъемных закачек потокоотклоняющих составов.
Использование потокоотклоняющих технологий (ПОТ) направлено на повышение охвата пласта заводнением и перераспределение фильтрационных потоков в высокообводненных пропластках за счет закачки различных геле и осадкообразующих составов а также гелантов (сшивающихся полимерных гелей). Механизм действия потокоотклоняющих технологий в случае
«малообъемного» варианта заключается в образовании объемного осадка или
3D-геля за счет геле-осадкообразования. В результате в водонасыщенном
49 интервале происходит рост фильтрационного сопротивления, а при последующем заводнении имеет место увеличение охвата пласта. При этом с помощью ПОТ возможно оказание воздействия как на призабойную зону пласта, так и в отдаленные участки. Таким образом, согласно современным представлениям выравнивание профиля притока (ВПП) является частным случаем потокоотклоняющих технологий (рисунок 2.6). Опыт применения различных ПОТ в различных геолого-физических условиях позволил сформулировать критерии применения потокоотклоняющих технологий в различных геолого-физических условиях. Критерии применимости ПОТ и их сравнение со средними значениями для объекта Як-III-VII приведены в таблице
2.4.
Рисунок 2.6 – Механизм увеличения охвата пласта при последующем заводнении взависимости от применяемой ПОТ
Таблица 2.4 – Критерии применимости потокоотклоняющих технологий
Характеристика
Реком. интервал
Ср.знач. для Як-III-VII
Пластовая температура, °С
<120 34
Вязкость пластовой нефти, мПа∙с
<500 8,9
Средняя проницаемость, мД
>20 480
Послойная неоднородность k
1
/k
2
*
>4
>4 9,4 9,4
Расчлененность Kр
>2
>2 12,2 12,2
Обводненность-отбор НИЗ, пункт % >10 44
Обводненность, %
>70 68
Компенсация, %
100 87
50
Согласно методологии выбора технологий воздействия, разработанной в
ООО «РН-УфаНИПИнефть», по физико-химическим принципам воздействия на пласт потокоотклоняющие технологии можно разделить на следующие три группы, отличающиеся по эффективности водоизоляции в различных геолого- физических условиях.
2.6.2 Технологии на основе геле - и осадкообразующих
композиций
К данной группе относятся технологии, основанные на использовании полиакриламида со сшивателем (закачка сшитых полимерных систем – СПС и их модификаций, поверхностно-активных полимерных систем – ПАПС, радиационно-сшитых полимеров (например, ГПС «Темпоскрин»), композиций на основе биополимеров, осадкообразующие составы на основе жидкого стекла, водорастворимых полиэлектролитов (закачка полимера Гивпан, ВПК-
402), термогелеобразующих композиций. Для составов данной группы характерно водоизолирующее действие средней жесткости, т.е. по механо- прочностным характеристикам образующиеся гели и осадки занимают промежуточное положение между следующими двумя группами – полимердисперсными и эмульсионными системами.
2.6.3 Технологии на основе полимер-дисперсных и волокнисто-
диспесных систем
К данной группе относятся технологии, основанные на использовании различных макро-дисперсных наполнителей (бентонит, древесная мука, угольная пыль, резиновая крошка и т.д.), стабилизированных полимерами- флокулянтами, поверхностно–активными веществами, эмульгаторами (закачка полимер-дисперсной системы – ПДС, волокнисто-дисперсной системы - ВДС, эмульсионно-полимердисперсного состава - ЭПДС). Размеры дисперсных частиц в этих составах достигают микронной величины. Данная группа технологий характеризуется «жестким» водоизолирующим действием и
51 предназначена для тампонирования прежде всего трещиноватых каналов фильтрации воды. Однако необходимо иметь в виду, что в условиях горизонтальных скважин применение дисперсных систем может привести к необратимому заблокированию горизонтальных участков с соответствующими последствиями. Кроме того, такие составы в силу их неоднородности и седиментационной нестабильности являются трудноуправляемыми с точки зрения дизайна.
2.6.4 Технологии на основании обратных эмульсионных систем
Данная группа технологий основана на использовании в качестве основных реагентов эмульгаторов (Нефтехим, Нефтенол–НЗ, Неонол, Синол
ЭМ и др.) с добавками различных ПАВ для регулирования нефтеотмывающих свойств (закачка эмульсионных составов - ЭС, нефтеводных эмульсий - НВЭ, эмульсионно-суспензионных составов - ЭСС).
Необходимо отметить, что эмульсии при фильтрации через пористую среду практически полностью разрушаются из-за хроматографического разделения компонентов и характеризуются незначительной продолжительностью «жизни» в пласте. Именно в связи с этим их в основном применяют при пониженных температурах в низкопроницаемых пластах при отсутствии трещин и суперколлекторов с тем, чтобы избежать необратимого тампонирования коллекторов. Следует отметить, что эмульсии не способны надежно изолировать трещины. В связи с этим в условиях Ванкорского месторождения эмульсии могут применяться только в качестве временных, «жертвенных» систем для защиты нефтенасыщенных пропластков перед обработкой
«сиьлными» полимерными гелями.
Таким образом, для данной группы составов характерно относительно «мягкое» водоизолирующее действие и они предназначены для применения в низкопроницаемых коллекторах при отсутствии трещин и суперколлекторов.
52
Поскольку в настоящее время на отраслевом рынке предлагаются десятки и сотни различных составов для водоизоляции, относящихся к каждой из перечисленных групп, при выборе технологий воздействия целесообразно оперировать понятием базовой технологии. Базовая технология – это определенный состав, относящийся к одной из вышеперечисленных групп, основанный на применении основного одного или нескольких химреагентов, обладающих определенными свойствами, на котором основан механизм геле- и осадкообразования. Введение различных дополнительных добавок в базовую технологию позволяет усилить те или иные свойства состава, и в результате получается конкретная модификация потокоотклоняющей технологии.
В первой группе можно выделить следующие базовые технологии: на основе полимеров акриламида, биополимеров, на основе синтетических водорастворимых полианионитов, на
основе синтетических водорастворимых поликатионитов, на основе органических или неорганических соединений кремния, на основе неорганических осадкообразующих реагентов, термогелеобразующие составы и т.д.
Основным фактором, отменяющим применение термогелеобразующих составов
(РВ-3П-1, Галка, Термогель), является низкая (34°С) температура объекта Як-
III-VII.
При выборе технологий воздействия на первом этапе рассматриваются группы технологий и выбираются наиболее подходящие к конкретным геолого- физическим условиям группы технологий и составов. При этом в масштабах залежи могут быть востребованы два или даже все три группы составов, поскольку может стоять задача по водоизоляции различных по природе каналов фильтрации воды, которая требует применения составов различной жесткости, например, трещин и высокопроницаемых пропластков матрицы. На втором этапе выбираются базовые технологии, и на третьем этапе осуществляется окончательный выбор конкретной модификации технологии, соответствующей к геолого-физическим условиям залежи или участка воздействия в максимальной степени.
53
В соответствии с изложенной методологией выбора базовых технологий составлена матрица применимости различных модификаций для условий рассмотренных объектов воздействия и выделены технологии, наиболее подходящие по критериям применимости к геолого-физическим условиям объекта Як-III-VII Ванкорского месторождения.
Таким образом, анализ применимости технологий на объекте Як-III-VII проводилось путем сравнения основных критериев применимости технологий с геолого-физическими условиями объекта. Кроме того учитывалось также технологичность и управляемость размещения композиций в пласте.
2.6.5 Технологии, основанные на применении полимеров акриламида (спс и их модификации)Технология основана на сшивании макромолекул ПАА реагентом- сшивателем (ацетат хрома, хромкалиевые квасцы, бихромат калия и др.) в трехмерную гель, что позволяет значительно улучшить реологические свойства состава и повысить термическую стабильность. Химизм процесса достаточно хорошо изучен, технология адаптирована к условиям пластов многих месторождений. При добавлении в водный раствор полиакриламида (0,07-0,5 % масс.) сшивателя в соответствующих концентрациях происходит поперечная сшивка 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 значения 1.0 % мас., сшивателя до 0,15 % мас. Технология воздействия на пласт заключается в закачке заданного объема водного раствора ПАА со сшивателем определенной концентрации в нагнетательные скважины и его продавке оторочкой воды.
Полимерно-гелевый состав
Темпоскрин представляет собой радиационно-сшитый полиакриламид, который при растворении в воде образует зернистый гель с повышенными реологическими свойствами. В
54 качестве сырья используется ПАА. Однако промысловые испытания технологии на Самотлорском месторождении (объект АВ 2-5), проведенные в
2014г. были неуспешными [21].
Таким образом, технология СПС на основе полимеров акриламида может быть рекомендован к применению в геолого-физических условиях объекта Як-III-VII
Ванкорского месторождения.
2.6.6 Технологии на основе дисперсных систем
Данные технологии включают в себя модификации на основе ПАА и бентонита (ПДС, МПДС), а также модификации на основе волокнисто- дисперсных систем (ВДС, АЦМ). Модификации на основе ПАА и бентонита
(ПДС, МПДС) основаны на механизме уменьшения проницаемости обводненных интервалов пласта в результате осаждения дисперсных частиц на стенках пор вследствие флокулирующего действия ПАА. Прочностные характеристики ПДС и объем тампонирующей массы увеличиваются также за счет добавки различных модификаторов, например солей хрома, который сшивает молекулы ПАА.
В технологии ПДС и МПДС используются полиакриламиды любых марок, разрешенные к применению в технологических процессах добычи нефти, а также глинопорошок, применяемый при приготовлении буровых растворов и удовлетворяющей требованиям ОСТ-39-202-80 марок КЕ и КЕМ,
ТУ 39-0147001-105-93 марок ПМБ.
В лаборатории РН-УфаНИПИнефть были протестированы полимер- дисперсные системы на основе ПАА марок PDA-1004, FP-107, FP-307 и бентонитового глинопорошка марки ПМБА (ГП) и их модификации с ацетатом хрома в различных соотношениях. Результаты показали возможность разработки различных вариантов технологии МПДС для применения на объектах с сетью вертикальных скважин. Однако в условиях горизонтального фонда скважин, как было отмечено выше, возможно неконтролируемое блокирование горизонтального ствола дисперсным составом. Это ограничивает
55 перспективу применения технологии ПДС и МПДС на объекте Як-III-VII
Ванкорского месторождения.
Скачать 2.03 Mb.