Совершенствование потокоотклоняющих технологий на основе полимерных систем для карбонатных коллекторов ОАО «Удмуртнефть»
Значительная доля разрабатываемых ОАО «Удмуртнефть» месторождений находится на поздней стадии разработки и представлена в основном коллекторами карбонатного типа. Совокупность геолого-физических свойств этих коллекторов, а также наличие значительных остаточных извлекаемых запасов обуславливают эффективность использования потокоотклоняющих технологий (ПОТ) на основе полимерных систем. В статье изложены основные подходы к выбору и применению ПОТ на Мишкинском, Гремихинском, Киенгопском и Лиственском месторождениях, приводятся результаты лабораторных исследований и ОПИ различных ПОТ на карбонатных коллекторах.
Среди разрабатываемых ОАО «Удмуртнефть» объектов порядка 80% сложены коллекторами карбонатного типа. При этом значительная часть разрабатываемых запасов этих коллекторов относятся к категории трудноизвлекаемых (ТРИЗ) по коллекторским свойствам продуктивных пластов, вязкости нефти или уровню обводненности добываемой жидкости.
ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Объекты башкирского яруса и верейского горизонта характеризуются широким спектром фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), и в ряде случаев – наличием микрои макротрещиноватости в карбонатном коллекторе и разной степенью минерализации пластовых и закачиваемых в пласт вод (табл. 1). Для добываемой нефти характерно повышенное содержание смол и асфальтенов при сравнительно невысоких пластовых температурах (21-30°С), что также осложняет разработку месторождений. Такое разнообразие характеристик требует индивидуального подхода к выбору и применению методов физико-химического воздействия на каждый из объектов разработки.
Основной объект разработки большинства месторождений ОАО «Удмуртнефть» – башкирский ярус. К наиболее крупным месторождениям Компании относятся Мишкинское, Гремихинское, Киенгопское и Лиственское.
Башкирский ярус Мишкинского месторождения сложен известняками, характеризуется порово-трещинным типом коллектора с кавернами размером 1-2 мм. Для залежи характерна низкая пластовая температура (25°С) и повышенная вязкость нефти (17,4 мПа·с) в пластовых условиях, что в совокупности с высокой расчлененностью пластов и вертикальной и площадной неоднородностью по проницаемости определяет низкую выработку запасов. Так, отбор начальных извлекаемых запасов (НИЗ) Мишкинского месторождения едва превышает 40%. На текущий момент выработка НИЗ отстает от обводненности примерно на 50 п.п. (рис. 1), что говорит о необходимости применения третичных методов воздействия на пласт.
Совокупность геолого-физических свойств карбонатных коллекторов, а также применение в системе ППД пресной воды из поверхностного водозабора позволяет рекомендовать в качестве потокоотклоняющих составов сшитые полимерные системы (СПС) на основе частично гидролизованного полиакриламида (ПАА) с добавлением сшивателей.
ВЫБОР СШИВАТЕЛЯ ДЛЯ ПАА
При применении СПС важно правильно выбрать тип сшивателя для ПАА. В качестве сшивателей широко применяются соли трехвалентных хрома и алюминия, как правило, ацетата хрома и цитрата алюминия. Пространственная сшивка макромолекул ПАА ионами переменной валентности происходит через ионную связь с карбоксильной группой: ионы алюминия или хрома замещают ионы водорода (рис. 2).
Используемые в качестве сшивателей ионы трехвалентного хрома образуют гели достаточно быстро за 4-24 ч в зависимости от концентрации реагентов. Однако из-за такой быстрой сшивки в условиях поровых нетрещиноватых коллекторов обработке подвергается только ПЗП нагнетательной скважины. В связи с этим для воздействия на удаленные зоны пласта необходимо применять сшиватели, которые позволяют увеличить время сшивки до 4-7 суток.
Дополнительные требования к выбору сшивателя предъявляет высокоминерализованная среда пластовых вод месторождений ОАО «Удмуртнефть». Дело в том, что СПС, полученные путем сшивки ионами металлов, чувствительны к минерализации и могут разрушаться с течением времени (рис. 3). Данный факт объясняется тем, что в высокоминерализованной воде СПС подвергается солевой агрессии: происходит замена трехвалентного хрома более активными ионами кальция, магния и железа, которые способны только к внутримолекулярным актам сшивки, что приводит к нарушению трехмерной структуры геля с потерей реологических свойств. Как показали лабораторные исследования, данное явление значительно ускоряется при кислой реакции среды пластовых вод (рН< 7).
Исходя из перечисленных особенностей, для проведения работ в условиях Мишкинского месторождения в качестве сшивателя был рекомендован комплексный органический реагент на основе двухатомного фенола (TD-2AR) и полимеризованного формальдегида (TD-2BR) (рис. 4). В результате сшивки ПАА сшивателями TD 2AR и TD 2BR, органический сшиватель образует гели с ковалентными связями посредством углерод-кислородных мостиковых структур, которые более устойчивы к минеральной агрессии и механической деструкции.
Процесс изменения вязкости составов на основе ПАА и комплексного органического сшивателя тестировался при различных концентрациях реагентов (табл. 2). Достижение составом вязкости 400 мПа с принято за окончание процесса трехмерной сшивки полимера. Сшивка более концентрированного раствора происходит через 72 ч, менее концентрированного – через 96 часов. Из приведенных данных также следует, что варьированием концентрации реагентов можно в широких пределах регулировать как время сшивки, так и реологические свойства СПС.
МИШКИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Дизайн размещения гелеполимерных составов в отложениях башкирского яруса Мишкинского месторождения осуществляется с учетом маршрута обводнения продукции скважин закачиваемой водой. Маршрут (механизм) обводнения определяется в результате проведения специальных трассерных исследований с расчетом параметров трещин (линейный поток) и высокопроницаемых каналов радиальной фильтрации воды (ВКФ).
В результате проведения работ выявлено, что движение жидкости от нагнетательных скважин к добывающим осуществляется в основном по водонасыщенным ВКФ. В связи с этим для водоизоляции и потокоотклонения рекомендовано применять «мягкие» гели на основе ПАА с массовой концентрацией полимера не более 0,25%.
Обработка выбранных нагнетательных скважин башкирского яруса Мишкинского месторождения проводилась в период с сентября по октябрь 2013 года. Объем закачки СПС составил 1,1% от замещенного порового объема, в результате проведения обработки наблюдалось снижение обводненности продукции добывающих скважин от 2 до 6% и увеличение добычи нефти.
КИЕНГОПСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Башкирский ярус Киенгопского месторождения характеризуется близкими к Мишкинскому месторождению значениями проницаемости коллектора, но меньшей вязкостью добываемой нефти (табл. 1). Для данного объекта также характерны высокий уровень обводненности продукции скважин, значительное отставание темпов отбора извлекаемых запасов от темпов обводнения добываемой жидкости, а также высокая минерализация пластовой воды. Согласно геологофизическому описанию башкирского яруса его продуктивная толща представлена чередованием проницаемых и плотных известняков с низкой степенью трещиноватости. Этот же факт подтвержден проведенными на трех очагах нагнетательных скважин трассерными исследованиями.
Поскольку в системе ППД Киенгопского месторождения применяется сточная высокоминерализованная вода, эффект от технологии СПС на основе ПАА будет заведомо низким. Оптимальными же для применения в таких условиях представляются водорастворимые составы, в гелеи осадкообразовании которых непосредственное участие принимают ионы пластовой воды (рис. 5). Такие составы, как жидкое стекло или фосфаты, необратимо тампонируют коллектор, что недопустимо при средней или начале завершающей стадии разработки месторождения.
С учетом характеристик месторождения для проведения работ по ВПП был рекомендован реагент «Геопан-М», который представляет собой композицию на основе щелочного раствора полиакриловой кислоты. Его химизм заключается во взаимодействии макромолекул полианионита и избытка щелочи непосредственно в ПЗП с катионами поливалентных металлов (кальций, магний, алюминий) пластовой воды с образованием гелеобразного осадка, устойчивого к размыву при температурах до 120°С.
Чтобы определить оптимальную концентрацию полимера «Геопан-М» при взаимодействии с подтоварной водой Киенгопского месторождения, в ходе лабораторных исследований была выполнена оценка количества гелеобразного осадка, образующегося при смешении растворов различной концентрации (20, 25 и 30%) в разных соотношениях (табл. 3), определены водородный показатель среды и физическое состояние образующих гелей.
В итоге оптимальным для условий башкирского яруса Киенгопского месторождения признан товарный полимер «Геопан-М», разбавленный пресной водой в соотношении 1:3. В этом случае образующийся гель сохраняет свою прочность, а водородный показатель среды достигает минимального значения, что позволяет предотвратить солеотложение в добывающих скважинах.
ОПИ по закачке реагента «Геопан-М» в скважины башкирского яруса Киенгопского месторождения проводились в период с августа по октябрь 2012 года. Существенный эффект, полученный в результате обработки скважин, открыл перспективу для применения этой технологии в карбонатных коллекторах других месторождений ОАО «Удмуртнефть», где через систему ППД закачиваются высокоминерализованные сточные воды.
В 2013-2014 годах было проведено еще несколько скважино-операций на Киенгопском, Гремихинском и Чутырском месторождениях, где по состоянию на 1 июля 2015 года достигнут эффект в виде дополнительной добычи нефти, и этот эффект продолжается.
ГРЕМИХИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Башкирский ярус Гремихинского месторождения характеризуется развитой трещиноватостью, высокой вязкостью добываемой нефти (до 150 сПз) и высокой минерализацией пластовой воды. Отставание темпов отбора извлекаемых запасов от темпов обводнения добываемой жидкости составляет около 10 п.п. (табл. 1; рис. 6).
На Гремихинском месторождении в промышленном объеме в течение 30 лет успешно применяется паротепловое воздействие. В последние годы проводятся ОПР по испытанию различных технологий физико-химического воздействия. Так, в 2011 году испытана технология изоляции трещин термогелями при совместном применении с паротепловым воздействием. В качестве термогеля применялся реагент РВ-3П-1 (жидкая товарная форма композиции «Галка»). Реагент представляет собой двухкомпонентную систему, гелеобразование которой происходит под действием температуры. Состав обладает высокой селективностью по фазе, характеризуется тиксотропными свойствами и устойчивостью к высокой минерализации пластовой воды. Химизм процесса термогелеобразования при применении композиции «Галка» заключается в образовании геля гидроксида алюминия при термическом гидролизе карбамида с образованием аммиака и диоксида углерода непосредственно в пластовых условиях:
2(NH2)2CO + 2H2O → 4NH3 + 2CO2, AlCl3 + 3NH3 + 3H2O → Al(OH)3↓ + 3NH4Cl.
В период с ноября по декабрь 2011 года составом «Галка» были обработаны несколько паронагнетательных скважин, в результате чего удалось снизить обводненность и обеспечить дополнительную добычу нефти. Вместе с тем, в процессе обработок возникло неожиданное осложнение: в ряде реагирующих скважин после проведения закачки реагента РВ-3П-1 в пласт произошли отказы ГНО по причине интенсивного образования отложений карбоната кальция. Это связано с тем, что при высоких температурах параллельно с образованием геля гидроксида алюминия происходит интенсивное взаимодействие карбонатного коллектора с кислым компонентом термогелеобразующей композиции – хлоридом алюминия. В слабокислой среде это приводит к образованию водорастворимого бикарбоната кальция, который продвигается вместе с фильтрующейся водой до забоя добывающих скважин. Далее бикарбонат восстанавливается до карбоната кальция под воздействием слабощелочной среды, создаваемой аммиаком, который образуется при термическом гидролизе карбамида. Карбонат кальция осаждается в забое скважин и на ГНО. Интенсивное солеотложение снизило эффективность данной технологии и ограничило дальнейшее ее использование на Гремихинском месторождении.
Также на Гремихинском месторождении использовался состав «Геопан-М». Основанием для этого стали положительные результаты применения этого реагента на Киенгопском месторождении. Но, поскольку для башкирского яруса Гремихинского месторождения, в отличие от аналогичного яруса Киенгопского месторождения, характерна значительная естественная и техногенная трещиноватость, для водоизоляции содержание реагента «Геопан-М» в рабочих растворах было повышено до 33%.
В 2014 году обработка реагентом «Геопан-М» проводилась на нескольких скважинах двух участков башкирского яруса. По состоянию на 1 июля 2015 года достигнут суммарный технологический эффект в виде дополнительно добытой нефти и уменьшения среднего значения обводненности продукции скважин в целом по участку на 2%.
В целом применение технологии обработки реагентом «Геопан-М» на трещиноватых карбонатных коллекторах представляется весьма перспективным. Как показали лабораторные исследования, данный полимер не оказывает влияния на процессы подготовки нефти, при этом эффективность его действия повышается при циклической закачке небольших оторочек его рабочего раствора с чередованием оторочками минерализованной воды, что позволяет охватить воздействием глубинные участки карбонатного коллектора.
ЛИСТВЕНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Для карбонатов верейско-башкирского объекта разработки Лиственского месторождения характерен поровый тип коллектора с низкой трещиноватостью (табл. 1; рис. 7). Нагнетательные скважины характеризуются низкой приемистостью, что ограничивает применение СПС. Для таких коллекторов целесообразнее применять комплексную технологию, сочетающую в себе стимуляцию порового пространства матрицы и изоляцию водопромытых каналов фильтрации. Такое комплексное действие обеспечивается применением реагента «Карфас». Механизм его действия основан на взаимодействии алюмохлорида – основного действующего вещества данного состава – с карбонатными породами пласта с образованием гелеобразного осадка:
2AlCl3 + 3CaCO3 + 3H2O → 2Al(OH)3 – + 3CO2 + 3CaCl2.
При закачке в пласт этот раствор демонстрирует свойства слабой кислоты и вступает во взаимодействие с карбонатной породой, в результате чего происходит кислотная обработка низкопроницаемых пропластков и стимуляция матрицы. Затем по мере продвижения реагента в удаленные зоны пласта он образует гель гидроксида алюминия, закупоривает высокопроницаемые каналы и увеличивает охват заводнением. В связи с этим данный реагент можно рекомендовать для обработок нагнетательных скважин с низкой приемистостью.
Кроме того, в процессе химической реакции выделяется углекислый газ, который растворяется в нефти, приводит к снижению ее вязкости, и соответственно, увеличению подвижности. Необходимо отметить, что на применимость данной технологии не влияет минералогический состав закачиваемой воды, в связи с чем она может применяться при заводнении с применением как сточной, так и пресной воды.
В октябре 2013 года на верейско-башкирском объекте разработки Лиственского месторождения была проведена обработка нескольких нагнетательных скважин по технологии «Карфас». В результате обработок удалось добиться повышения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности по участку.
ВЫВОДЫ
Таким образом, разнообразие особенностей геологического строения и свойств пластовых и закачиваемых флюидов на карбонатных коллекторах с ТРИЗ ОАО «Удмуртнефть» требует дифференцированного подхода к выбору ПОТ для повышения нефтеотдачи для каждого объекта разработки.
Индивидуальный подход к применению ПОТ на основе полимерных систем с учетом особенностей геологического строения и текущего состояния разработки объектов позволяет повысить технологическую эффективность физико-химического воздействия.
Полученные результаты ОПИ различных ПОТ позволяют рекомендовать расширение объемов их применения на месторождениях ОАО «Удмуртнефть».
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.