В статье авторы рассматривают методику и эффективность применения полимерного заводнения на Восточно-Месояхском месторождении.
Ключевые слова: полимерное заводнение, остаточная нефтенасыщенность, закачка полимера, месторождение.
К числу технологий, позволяющих увеличить КИН, относится полимерное заводнение, значимыми преимуществами которого по сравнению с другими химическими методами являются очень низкий риск и широкий диапазон применения. Технология заключается в закачке в пласт воды с добавлением полимера в целях повышения коэффициента охвата пласта благодаря увеличению вязкости, а также отношения подвижности воды и нефти. В настоящее время метод полимерного заводнения применяется на месторождениях как с легкой, так и с тяжелой нефтью. Использующиеся при этом полимеры способны выдерживать высокие температуры и высокий уровень минерализации в течение длительного периода времени. Как правило, полимерное заводнение применяется при неблагоприятном отношении мобильностей при заводнении водой либо при определенной степени неоднородности пласта, когда закачка полимера может помочь снизить подвижность воды в высокопроницаемых зонах, поддерживая вытеснение нефти из зон низкопроницаемых.
Нефть остается в пласте либо из-за того, что она удерживается капиллярными силами, либо потому, что не была охвачена (обойдена). Закачка полимера в основном улучшает коэффициент охвата и помогает извлечь «незахваченную» нефть. Недавние исследования подтверждают гипотезу, что полимеры в определенных условиях могут также снижать остаточную нефтенасыщенность Что касается геологических и физико-химических условий для применения метода полимерного заводнения, можно отметить, что диапазон условий применения полимерного заводнения за последние годы значительно расширился. На сегодняшний день полимерное заводнение можно использовать даже на месторождениях, где ранее эту технологию МУН применить было невозможно. Ряд разработок в области нефтехимии позволил создать полимеры, более устойчивые к температурному воздействию, минерализации и коэффициенту сдвига. Кроме того, были разработаны специальные защитные добавки, повышающие устойчивость полимеров в жестких средах. К тому же новые разработки в области оборудования, спроектированного специально для полимерного заводнения с учетом особенностей процесса закачки, увеличивают общую эффективность закачки полимерных растворов и сводят к минимуму риски деградации до попадания в пласт. Таким образом, на сегодняшний день закачка полимера осуществляется при высокой температуре, минерализации и в пластах с тяжелой нефтью, что ранее было невозможно При решении вопроса о возможности применения полимерного заводнения для конкретного пласта необходимо: отметить пласты, имеющие слабый коэффициент охвата из-за высокой вязкости нефти и/или большой неоднородности; определить, являются ли подходящими все условия для выполнения полимерного заводнения. Полимерное заводнение применяется как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах. Рассмотрение закачки в карбонаты требует хорошей изученности пласта и основательных лабораторных исследований для подбора наиболее эффективной нефтехимии. В рамках данной статьи из числа пород-коллекторов будут рассмотрены только песчаники, однако основные скрининговые параметры относятся и к карбонатам [1].
Для получения фактических экспериментальных данных для проектирования разработки месторождения и планирования мероприятий по повышению нефтеотдачи были выполнены специальные исследования керна. Объектом исследований являлись горные породы пластов ПК 1–3 Восточно-Мессояхского месторождений. Целью работы являлось проведение лабораторных исследований по определению проницаемости горных пород при прокачке различных типов жидкостей (пресной, сеноманской, модели пластовой), а также исследования по оценке эффективности применения растворов полимера PDA-1004 для закачки в пласт.
В работе применялся полимер ПАА товарной формы PDA-1004 в разных концентрациях — от 0,05 % до 0,5 %.
Исследовались образцы керна пластов ПК 1–3 из скважин Восточно-Мессояхского месторождения. Было выполнено по 12 экспериментов по вытеснению нефти растворами полимера (3 диапазона проницаемости, 4 концентрации полимера), а также по 12 экспериментов по довытеснению нефти растворами полимера после вытеснения водой (3 диапазона проницаемости, 4 концентрации полимера). Таким образом, всего было выполнено 48 потоковых экспериментов с использованием растворов полимера PDA-1004 различной концентрации.
Сопоставление коэффициентов вытеснения и газопроницаемости показывает, что значение коэффициента вытеснения больше при воздействии на керн раствором полимера с концентрацией 0,5 %. Этот же вывод подтверждает и сопоставление начальной и остаточной нефтенасыщенности от газопроницаемости.
Коэффициент вытеснения полимером зависит от размера фильтрующих каналов. Длина полимерной цепочки может быть соизмерима с размерами пор, в которые, в свою очередь, она не будет проникать. Осложняет процесс вытеснения адсорбция полимера на поверхности поровых каналов, снижая при этом их диаметр. В некоторых случаях может происходить полная закупорка фильтрующего канала. За счет приведенных причин увеличивается градиент давления, который, в свою очередь, необходимо учитывать в проектировании инфраструктуры.
Затем был рассмотрен процесс довытеснения нефти полимерами различных концентраций. Сопоставление коэффициентов вытеснения и газопроницаемости показывает, что значение коэффициента вытеснения больше при воздействии на керн раствором полимера с концентрацией 0,25 и 0,5 %. Этот же вывод подтверждает и сопоставление начальной и остаточной нефтенасыщенности от газопроницаемости. Значение остаточной нефтенасыщенности во всех диапазонах проницаемости при концентрации полимера 0,25 и 0,5 % принимает минимальное значение.
В процессе довытеснения нефти полимерами различных концентраций, в работу легче подключаются мелкие поры за счет более плавного повышения концентрации, поверхностного натяжения, вязкости. Адсорбция полимера происходит медленнее за счет первичного стандартного обводнения, что положительно сказывается на диаметре фильтрующих каналов. В результате, в процессе вытеснения, наблюдаются меньшие градиенты давления.
При прокачке через слабосцементированные породы пласта ПК 1–3 Восточного-Мессояхского месторождений жидкостей со скоростью, превышающей 1 м/сут, происходит значительно снижение проницаемости за счет срыва глинистых частиц, которые в последующем в результате кольматации закупоривают часть порового пространства.
Для того, чтобы получить верное представление о текущем состоянии и перспективах разработки нефтяного месторождения с высокой неоднородностью необходимо отслеживать в реальном времени показатели разработки залежей в целом по месторождению, каждой залежи отдельно, и заводненной части залежей. Наиболее эффективным и распространенным способом контроля за разработкой является определение по промысловым данным текущей нефтеотдачи пласта. Поэтому на всех месторождениях особенно с укрупненными объектами разработки постоянно производится переоценка нефтеотдачи пластов. Нефтеотдача оценивается объемным методом, и различными способами определяется текущий заводненный объем залежи. В свою очередь текущая нефтеотдача заводненной зоны залежи определяется по накопленной добыче нефти на рассматриваемую дату и первоначальным запасам нефти в найденном заводненном объеме залежи. По своему физическому смыслу эта нефтеотдача является коэффициентом вытеснения нефти водой, т. е. степень полноты извлечения нефти из заводненного объема. По разным месторождениям получены резко отличающиеся значения коэффициента нефтеотдачи — от 0,37–0,43 до 0,70–0,77]. Очевидно, что величина коэффициента нефтеотдачи только заводненных зон (коэффициента вытеснения) 0,37–0,43 сильно занижена. Ошибка эта получается повсеместно вследствие завышения объема этих зон при линейной интерполяции обводненных мощностей пласта между скважинами, в которых проведено исследование. Фактически заводненная мощность пласта между скважинами изменяется нелинейно.
В 2016 г. проведен НИОКР с целью оценки эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи ранжирование и обоснование наиболее приоритетных методов в условиях пласта ПК 1–3 Восточно-Мессояхского месторождения.
В рамках работы выбран оптимальный полимер для условий пласта ПК 1–3 Восточно-Мессояхского на основе лабораторных исследований на керне с тремя образцами полимеров, представленных основными производителями: Aspiro P 4231 (компания «BASF»); Tianfloc A 567 (китайской компании «TIANRUN CHEMICALS») и FP 3630S (компании «SNF»).
Выбор марки полимера осуществлялся на основе результатов лабораторных исследований по реологии растворов полимеров при сдвиговом течении в свободном объеме:
Наименьшим значением молекулярной массы обладает полимер марки Aspiro P 4231, т. е. его растворы обладают меньшей вязкостью в сравнении с двумя другими полимерами при равных концентрациях. Поэтому из дальнейших лабораторных исследований данный образец был исключен.
Растворимость полимера в закачиваемой воде является важным параметром, который необходимо учитывать при проектировании технологии полимерного заводнения на конкретном месторождении.
Исследования растворимости образцов полимеров марок FP 3630S и Tianfloc A 567 проводили на пластовой воде из добывающей скважины 14, куст 1 Восточно-Мессояхского месторождения с суммарной минерализацией 16 г/л. Данная вода не содержит агрессивных примесей (солей железа, сероводорода и т. п.), что является благоприятным фактором для ее использования в технологии полимерного заводнения.
Таким образом, Востончно-Месояхское месторождение по своим характеристикам и свойствам нефти полностью соответствует критериям применения полимерного заводнения.
Рекомендуется использование раствора полимера концентрацией 0,25 % в качестве вытесняющего агента после прокачки водой.
Литература:
- Тома А., Саюк Б., Абиров Ж., Мазбаев Е. Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 7–8. С. 58–67.
