Опыт применения гелеобразующей композиции «Геопан-М» на месторождениях ОАО «Удмуртнефть»
Решение задач по снижению темпов падения добычи и доизвлечению остаточных запасов требует применения новых технологий, в том числе различных методов изменения внутрипластовых фильтрационных потоков с помощью закачки в пласт загущающих и осадкогелеобразующих композиций (потокоотклоняющие технологии). При этом, выбирая оптимальную технологию, следует учитывать такие факторы, как геолого-физические условия применения, текущее состояние разработки месторождения, технологичность и экономическую эффективность проекта.
Опытно-промышленные испытания различных методов увеличения нефтеотдачи проводились специалистами отдела заводнения ОАО «Удмуртнефть» на Киенгопском месторождении, которое находится на поздней стадии разработки и характеризуется высокой обводненностью продукции, высокой минерализацией пластовой воды, а также значительным отставанием темпов отбора извлекаемых запасов от темпов обводнения добываемой жидкости. По их результатом наиболее эффективным решением, позволяющим изменить направление фильтрационных потоков и увеличить охват продуктивных пластов заводнением с повышением конечного нефтеизвлечения, был признан полимерный раствор «Геопан-М».
Задачи снижения темпа падения добычи и доизвлечения значительных остаточных запасов требуют применения новых технологий. При этом предпочтительными остаются технологии, для внедрениякоторых не требуется значительных капитальных затрат. К таким технологиям относятся методы изменения внутрипластовых фильтрационных потоков с помощью закачки в пласт загущающих и осадкогелеобразующих композиций, так называемые потокоотклоняющие технологии. При выборе же конкретной технологии имеют большое значение такие факторы, как геолого-физические условия применения, текущее состояние разработки, технологичность и экономическая эффективность.
Киенгопское месторождение характеризуется высокой обводненностью продукции, значительным отставанием темпов отбора извлекаемых запасов от темпов обводнения добываемой жидкости, а также высокой минерализацией пластовой воды. Оптимальными в этих условиях признаны составы, в гелеи осадкообразовании которых в условиях продуктивного пласта непосредственное участие принимают ионы пластовой воды. В этом отношении известны две группы составов, удовлетворяющих этим требованиям:
Первая группа – это широко известные осадкои гелеобразуюшие системы, основанные на применении неорганических соединений кремния: жидкое стекло с разной величиной силикатного модуля. Вторая группа – это технологии, основанные на применении водорастворимых полианионитов.
Составы второй группы считаются более предпочтительными, поскольку образующийся тампонажный материал обладает более выраженными вязкоупругими (неньютоновскими) свойствами.
ВЫБОР ТЕХНОЛОГИИ ВОЗДЕЙСТВИЯ
Полимер «Геопан-М» представляет собой композицию на основе щелочного раствора полиакриловой кислоты и оптимально подходит для условий Киенгопского месторождения (рис. 1). При высокой минерализации закачиваемых вод ожидать значительного положительного эффекта от других технологий (например, сшитых полимерных систем (СПС) на основе полиакриламида) не приходится в виду их вероятной деструкции. А такие технологии, как жидкое стекло или фосфаты, необратимо тампонируют коллектор, что недопустимо при средней или в начале завершающей стадии разработки.
Химизм осадкои гелеобразования при применении состава на основе полимера «Геопан-М» заключается во взаимодействии макромолекул полианионита и избытка щелочи непосредственно в ПЗП с катионами поливалентных металлов (кальций, магний, алюминий) с образованием гелеобразного осадка, устойчивого к размыву при температурах до 120°С. В качестве источника ионов поливалентных металлов в технологии применяется минерализованная пластовая вода, ее используют в качестве сшивателя, то есть дополнительного применения раствора хлористого кальция не требуется.
С целью определения оптимальной концентрации полимера «Геопан-М» при взаимодействии с подтоварной водой Киенгопского месторождения были проведены лабораторные исследования по оценке величины гелеобразного осадка, образующегося при смешении растворов различной концентрации в разных соотношениях, а также оценены водородный показатель среды и физическое состояние образующихся гелей. Было выявлено, что оптимальным с точки зрения экономии реагента и прочностных свойств образующегося геля является предварительное разбавление товарного полимера «Геопан-М» пресной водой в соотношении 1:3 (рис. 2). Из рисунка видно, что оптимальным является соотношение раствор-полимера – минерализованая вода, равное 1:1. При этом образующийся гель сохраняет свою прочность и достигается оптимальное значение водородного показателя среды, что важно с точки зрения солеотложения в добывающих скважинах. Водородный показатель пластовой воды Киенгопского месторождения составляет 6,68. Это гарантирует снижение водородного показателя ниже семи пунктов за время продвижения раствора до забоя добывающих скважин.
Для оценки возможности изменения профиля приемистости в нагнетательных скважинах (применительно к пласту А4 Киенгопского месторождения) были проведены испытания реагента «Геопан-М» в лаборатории ЗАО «ИННЦ» под руководством А.В. Берлина. В качестве моделей высокои низкопроницаемого пластов были использованы единичные образцы карбонатных пород башкирского яруса Киенгопского и Чутырского (аналог Киенгопского) месторождений.
Для экспериментов использовали модели пластовых жидкостей, представляющих собой дегазированную нефть Киенгопского месторождения, отобранную из залежи башкирского возраста (вязкость 12,4 мПа-с притемпературе 30°С) и высокоминерализованную воду из существующей системы ППД Киенгопского месторождения плотностью 1,130 г/см3 (табл. 1).
Результаты эксперимента показали, что применение реагента Геопан-М для выравнивания профиля приемистости возможно при градиентах давления до 20 атм/м. Однако максимальный эффект достигается при градиентах давления 3,75 атм/м. При этом фазовая проницаемость высокопроницаемого пласта по воде снизилась на 75% относительно первоначальной. Дальнейшее повышение градиента давления до величины 18,7 атм/м приводит к практически полному восстановлению фазовой проницаемости по воде до первоначальной.
ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ УЧАСТКА ВОЗДЕЙСТВИЯ
Участок воздействия (рис. 3) был выбран по следующим основным критериям применения потокоотклоняющих технологий: отставание темпа выработки запасов от уровня обводненности добываемой продукции; максимальные остаточные нефтенасыщенные толщины при наличии остаточных извлекаемых запасов и высокой обводненности добываемой жидкости; действующий фонд скважин в соотношении одна нагнетательная к пяти и более реагирующим добывающим скважинам; средние показатели коллекторских свойств соответствуют применению технологии ВПП; высокая неоднородность по проницаемости (соотношение максимальной и минимальной проницаемости Kпр_max/Kпр_min при расчлененности 15,6).
Участок характеризуется высокой обводненностью (91,6%), низкими коэффициентом охвата (0,573) и накопленной компенсацией (73%), а также наличием значительных извлекаемых запасов. Динамика разработки характеризуется четкой реакцией отбора жидкости на закачку и снижением обводненности при снижении отбора жидкости. Обводненность также реагирует на изменение объема закачки и отбора.
ПРОВЕДЕНИЕ ТРАССЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Работам по закачке состава «Геопан-М» предшествовали трассерные исследования, проведенные на трех нагнетательных скважинам башкирского объекта Киенгопского месторождения. В качестве трассеров использованы «Уранин А» и «Родамин Ж». Анализ проб жидкости на наличие в них индикатора проводили методом флуоресценции с помощью анализатора жидкости марки «ФЛЮОРАТ-02-ПАНАРАМА».
Проведенные трассерные исследования на трех нагнетательных скважинах башкирского объекта показали, что макротрещины отсутствуют, и фильтрация закачиваемой воды в основном протекает по низкопроницаемой матрице при наличии микротрещин и высокопроницаемых каналов фильтрации, которые играют второстепенную роль (табл. 1).
РАСЧЕТ ОПТИМАЛЬНЫХ ОБЪЕМОВ ЗАКАЧКИ И ПРОГНОЗНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
Прогноз технологических показателей по участку производился путем математического моделирования в программном комплексе Line_m (разработан в ООО «РН-УфаНИПИнефть», свидетельство об официальной регистрации №2007613274) с учетом результативности ранее проведенных обработок. Математическая модель основана на построении системы трубок тока различной проницаемости, распределение которой определяется путем адаптации расчетных показателей по участку воздействия к фактическим. Закачка рабочих растворов моделируется как последовательная изоляция трубок тока воды по принципу уменьшения их проводимости.
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
Технологический процесс по закачке полимерного раствора осуществляется в следующей последовательности: закачка буферного объема пресной воды; закачка рабочего раствора полимера «Геопан-М» в скважину; после закачки рабочего раствора осуществляется проталкивание оторочек реагентов в пласт пресной водой; после выдержки для реагирования в течение 48 ч возобновляется закачка в скважину минерализованной (подтоварной) воды.
Закачка раствора полимера «Геопан-М» производится в оптимальной концентрации в пресной воде. Объем зависит от приемистости нагнетательной скважины и фильтрационно-емкостных свойств объекта воздействия.
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩЕЙ КОМОЗИЦИИ
«ГЕОПАН-М»
Совместно со специалистами ООО «РН-УфаНИПИнефть» проведен расчет технологической эффективности на основе отраслевых методических указаний с разделением технологического эффекта за счет снижения обводненности продукции и изменения темпов отбора жидкости. Оценка показателей технологической эффективности проведена на программном комплексе «ГиД».
Технологический эффект по дополнительной добыче нефти рассчитывается как алгебраическая сумма из двух составляющих: дополнительной добычи за счет МУН, т.е. снижения обводненности продукции; дополнительной добычи нефти за счет изменения темпов отбора жидкости.
Необходимо подчеркнуть, что при отрицательном эффекте за счет темпов отбора жидкости он отнимается от эффекта от МУН.
Технологический эффект от воздействия потокоотклоняющей технологии на основе полимера «Геопан-М» рассчитан по каждой добывающей скважине в пределах выбранного участка воздействия. При поскважинном расчете для каждой реагирующей скважины подбирается как оптимальный базовый период, так и сама характеристика вытеснения.
Поскважинный расчет показывает, что положительный технологический эффект от 50 т нефти и более наблюдается у 78% добывающих скважин обработанного участка.
Эффективность от внедрения данной технологии по 2012 году составила более 18,5 тыс. т на 12 скважин, удельный эффект составил более 1,5 тыс. т на одну скважинно-обработку (рис. 4). В виду хороших результатов по итогам обработок 2012 года были проведены еще 40 операций на Киенгопском, Гремихинском, Чутырском месторождениях, где на 1 марта 2015 года эффект составил более 13,5 тыс. т дополнительно добытой нефти. Эффект на данный момент продолжается.
Полученные положительные результаты от применения технологии на основе полимера «ГеопанМ» позволяют рекомендовать ее к широкому внедрению на месторождениях ОАО «Удмурнефть» с высокой минерализацией пластовых и закачиваемых вод.
Авторы данной статьи выражают свою благодарность А.В. Берлину за проведенные испытания реагента Геопан-М» в лаборатории ЗАО «ИННЦ»
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.