На опытных участках, где ведется воздействие, результаты значительно выше. Однако они существенно различны и для разных технологий. Наиболее высокими показателями выработки характеризуется участок термополимерного воздействия (ТПВ-1). При высоком (но не предельном) значении обводненности продукции скважин (85,5%) достигнутый коэффициент нефтеотдачи превысил запроектированное конечное его значение и составляет на начало 1995г. — 0,409. Несколько ниже показатели выработки по участку испытания холодного полимерного воздействия (0,337), и еще более низки показатели по участку заводнения необработанной водой (0,24). На рис. 1 приведена динамика нефтеотдачи по сравниваемым опытным участкам. Столь ощутимое различие в достигнутых результатах разных технологий воздействия находит объективное подтверждение в улучшении коэффициента охвата по участкам ПВ. Приведенные данные без всяких оговорок свидетельствуют о необходимости расширения объемов работ по технологии ТПВ и на другие участки этого пласта Мишкинского месторождения.

Возможность улучшения показателей выработки при переходе к технологии ТПВ после продолжительного периода разработки на истощение подтверждают результаты по участку скв. 1415. После перевода на технологию ТПВ (в 1987г.) дополнительная добыча по участку в 1994г. по сравнению с заводнением составила 1,78 тыс. т или 0,2 пункта повышения нефтеотдачи.

В конце 1994г. после анализа состояния разработки было принято решение о переводе на технологию ТПВ и участка скв. 1417, разрабатывающегося до этого при водном воздействии (ВВ). Переход к более эффективной технологии

Рис. 1. Изменение во времени коэффициента нефтеотдачи на опытном участке IV объекта Мишкинского месторождения:

1 - участок ТПВ-1 (скв. 1413), 2 - участок ХПВ (скв. 1411), 3 - участок ВВ (скв. 1417), 4 -участок ТПВ-2 (скв. 1416), 5 - объект IV в целом, 6 - естественньв1 режим - ЕР (скв. 1424).

пока успел проявиться лишь в некотором снижении темпов обводнения по части скважин участка.

Анализ эффективности реализуемой системы разработки.

Результаты длительного промышленного внедрения технологии воздействия на залежь Мишкинского месторождения холодным полимерным раствором, горячим полимерным раствором и холодной необработанной водой показаны в табл.11. Приведенные в ней промысловые данные показывают высокую эффективность применения термополимерного метода. Текущая нефтеотдача на участке ТПВ превысила утвержденную ГКЗ СССР (39%) и составляет 40,9% от начальных балансовых запасов и 104,3% от начальных извлекаемых запасов. Фактические результаты разработки залежи показывают, что принятый ГКЗ коэффициент нефтеотдачи 39%. (при заводнении) оказался явно завышенным. Экспериментальные и расчет­ные исследования, выполненные во ВНИИнефть с исполь­зованием современных методик, показали, что для таких физико-геологических условий, как в черепетском горизонте Мишкинского месторождения, конечный коэффициент нефтеотдачи при использовании заводнения не превысит 25% от балансовых запасов (при реальной прокачке через пласт 1,5—2 поровых объемов пласта). Практика 18-летней разработки этого месторождения подтверждает эти выводы. За эти годы при достижении 80,8% обводненности продукции на участке (ВВ) скв. 1417 текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 21,9%. Накопленная добыча нефти на участке ТПВ составила 511,2 тыс. т, что превышает расчетную на 19,7 тыс. т. Эта нефть считается дополнительно добытой, т. к. она составляет прибавку к оценкам базового варианта при проектировании. Участок продолжает разрабатываться, средняя обводненность про­дукции составляет 85,5%. Среднесуточный дебит добывающих скважин равен 1,4 т/сут. При дальнейшей реализации запроектированной технологии ТПВ на этом участке конечный коэффициент нефтеотдачи будет значительно выше. Можно сделать вывод, что технология ТПВ оказалась очень эффективной. Примера таких высоких результатов в карбонатных, крайне неоднородных, коллекторах нет в мировой практике нефтедобычи.

Следует также обратить внимание на стабилизацию (1991—1994) величины обводненности продукции в скважинах участка, что говорит о хорошем вытесняющем процессе рабочим агентом «остаточной» нефти. На начало 1995г. на участке закачано 336,4 тыс. м3 горячего полимерного раствора, что составляет около 20% порового объема участка пласта. Такая величина оторочки горячего раствора ПАА была заложена теоретическими и экспериментальными исследованиями авторами метода. Поэтому в 1995г. на этом участке начинается закачка подогретой до 85— 90°С воды, с расходом 50—75 м3/сут.

Технология применения и оценка эффективности термополимерного воздействия пласт.

Разработка месторождений с нефтями повышенной и высокой вязкости методом традиционного заводнения, особенно в трещиноватых коллекторах, как правило, приводит к низким коэффициентам нефтеизвлечения (0,25-0,29). Теоретическое и экспериментальное изучение механизма вытеснения нефти водой по ВНИИ и ИГиРГИ показало, что низкие текущие и конечные коэффициенты нефтеизвлечения при заводнении залежей нефти повышен­ной и высокой вязкости связаны, прежде всего, с неустойчивым продвижением водонефтяных фронтов. С самого начала заводнения развивается явление вязкостной неустойчивости — вода в виде языков различной формы и размеров проникает в нефтяную часть пласта, оставляя за фронтом невытесненные целики нефти. Устойчивое, более равномерное продвижение водонефтяного контакта (ВНК) можно достичь за счет снижения отношения вяз­кости нефти и закачиваемого агента. Достигается это путем увеличения вязкости закачиваемой воды, загущением ее полимерными добавками. Известно, что использование полимерных растворов для увеличения нефтеизвлечения из пластов, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости, дает хорошие результаты, если коллектор является терригенным и в карбонатных коллекторах при небольшой их трещиноватости.

Однако значительные запасы нефти повышенной и высокой вязкости содержатся в карбонатных коллекторах, обладающих повышенной кавернозностью и сильно развитой трещиноватостью. Применительно к Удмуртии подобного типа залежью является черепетский горизонт турнейского яруса Мишкинского месторождения. Залежь нефти приурочена к пластам с трещинно-поровыми карбо­натными коллекторами, содержащими нефть высокой вязкости 78 МПа-с в пластовых условиях. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 до 8м. Общая толщина залежи нефти в турнейском ярусе составляет 36м. Проницаемость коллектора — 0,213 мкм2, пористость — 16,4%, начальная нефтенасыщенность — 88,0%. Нефть тяжелая, высоковязкая, содержание парафина в нефти — 6%, смол и асфальтенов — 20,5-25%. Давление насыщения нефти — 9,5 МПа, газовый фактор — 7 м3/т. В пластовых условиях средняя плотность нефти равна 0,91 г/см3. Начальные ге­ологические запасы — 43,6 млн. т. Коэффициент нефтеотдачи, утвержденный ГКЗ, равен 0,39. Глубина залегания пласта — 1500м.

На основе анализа разработки Мишкинского нефтяного месторождения и научных исследований был создан и внедрен принципиально новый высокоэффективный комбинированный метод термополимерного воздействия (ТПВ) на залежи высоковязкой нефти с трещиновато-поровым коллектором. Промышленное внедрение этого метода проводится с 1976г. по настоящее время на черепетском горизонте Мишкинского нефтяного месторождения Удмуртии.

Механизм нефтеизвлечения при использовании метода ТПВ представляется следующим образом: нагретый до 90°С водный раствор полиакриламида, имея вязкость 1,5-2 МПа-с, при закачке в пласт поступает прежде всего в естественно существующую в карбонатном коллекторе систему трещин и далее проникает в глубь пласта. Таким образом, часть залежи оказывается охваченной воздействием горячего агента, что приводит к снижению вязкости нефти, содержащейся в блоках (матрице) трещиновато-порового коллектора. По мере продвижения горячего раствора ПАА по трещинам происходит его остывание. Эффективная вязкость его при этом существенно увеличивается (до 10—15 МПа-с). Одновременно с увеличением вязкости возрастают и общие гидравлические сопротивления пласта. В связи с этим увеличивается доля рас­твора, поступающего из трещин в матрицу, т. е. основная емкостная часть пласта оказывается охваченной воздействием закачиваемого агента. Снижение вязкости нефти за счет нагрева пласта и наличие ПАА в растворе приводит к улучшению смачиваемости пористой среды, что активизирует процесс капиллярной пропитки матрицы. Если система трещин, в пласте достаточно разветвленная, то эффективность от закачиваемого горячего раствора ПАА будет выше в сравнении с воздействием горячей воды, которая, в основном, вытесняет нефть по макротрещинам. Преимущество метода ТПВ заключается в ограничении общего количества рабочего агента, которое необходимо нагревать, так как для создания необходимого «теплового охвата» не потребуется таких больших количеств закачиваемого теплоносителя, как в случае нагнетания простой горячей воды.

На рис. 2 представлены зависимости изменения вязкости нефтей Мишкинского меторождения.

Как видно, повышение температуры до 60 °С позволяет почти на порядок снизить их вязкостную характеристику.

На рис. 3 представлены зависимости изменения вязкости водных растворов полимера (ПАА) от температуры и концентрации ПАА в растворе. Сопоставление этих зависимостей позволяет определить значения температуры нефти и раствора полиакриламида (ПАА), при которых соотношение вязкостей нефти и воды µ0 не будет превышать критического значения μ0=10—15. При больших значениях µ0 режим вытеснения даже для однородных сред теряет устойчивость и характеризуется образованием языков вытесняющего агента — вязкостной неустойчивостью.

На рис. 4 для иллюстрации представлены зависимости, полученные для различных технологий воздействия. Эффективность ТПВ (кривая 3) в сравнении с холодным полимерным воздействием (кривая 2) и, тем более, обычным заводнением (кривая 1) очевидна. Эффективно применение ТПВ и после предварительно проведенного заводнения (кривая 4).

Рис. 4. Зависимость коэффициента нефтеотдачи (h) от количества прокачанной жидкости τ в объемах пор:

1    — воздействие на пласт водой;

2    — воздействие на пласт 30%-й от объема пор оторочкой раствора ПАА—ХПВ;

3    — воздействие на пласт 30%-й оторочкой горячего полимерного раствора — ТПВ;

4    —  довытеснение оторочкой горячего раствора ПАА

В ходе модельных экспериментов уточнен необходимый объем оторочки раствора ПАА, который должен составлять не менее 20% от объема пор пласта.

Изученный механизм ТПВ показал, что горячий раствор полимера, проникающий, прежде всего, по трещинам, увеличивает свою вязкость примерно на порядок по сравнению с горячей водой. Таким образом, гидравлические сопротивления на фронте вытеснения для полимерного раствора оказываются значительно большими, чем для горячей воды, что приводит к увеличению коэффициента охвата. Результаты теоретических и экспериментальных исследований показывают, что прирост конечного нефтеизвлечения при ТПВ по сравнению с воздействием необработанной водой (для указанных геолого-физических условий) составит 15—20%.

Условия и критерии применимости метода термического воздействия разделяются на геолого-физические и технологические. Одним из главных геологических критериев применимости метода ТПВ является величина вязкости нефти в пластовых условиях (50 МПа-с и более). Верхний предел величины вязкости пластовой нефти ограничивается 500 МПа-с. Применимость термополимерного воздействия существенно зависит от проницаемости матрицы (блоков) трещиновато-порового коллектора: при проницаемости менее 3-10~2 мкм2 метод малоэффективен ввиду низких скоростей капиллярной пропитки блоков. Наибольший эффект этот метод дает для трещиновато-поровых систем. Допустимая глубина залегания продук­тивных пластов для ТПВ ограничивается величиной пластовой температуры, которая должна быть не >90°С (при t° близкой 100°С наступает деструкция полимерного раствора). Для получения надежного результата от примене­ния термополимерного воздействия продуктивный пласт не должен иметь подошвенную воду. ТПВ может быть применимо как при рядной системе расстановки скважин (внутриконтурное заводнение), так и при площадной сис­теме. Наилучшие результаты могут быть получены, когда метод применяется с начала разработки залежи. Обязательным технологическим условием успешности процесса ТПВ является обеспечение непрерывности закачки горячего полимерного раствора в расчетных объемах, а также соблюдение температурного режима. Для технологии ТПВ требуются водорастворимые полимеры (преимущественно полиакриламидного типа) различных товарных марок и модификаций (в порошке, в гранулах, гелеобразные и т. д.), однако требуется обязательная их проверка на качество и термостойкость. Полимеры для ТПВ должны сохранять свои свойства по реологии до температуры 90— 100°С.

Успешность ТПВ во многом зависит от качества при­готовления полимерного раствора. Для этого необходимо соблюдать следующие требования:

раствор полимера, поступающий в пласт, не должен содержать твердых или гелеобразных частиц;

полимерный раствор не должен подвергаться при закачке механической деструкции. С этой целью предпочтительно использовать поршневые насосы вместо центро­бежных;

потери тепла при прохождении полимерного раствора от печи до забоя скважины должны быть минимальными.

Преимуществом ТПВ является и то, что при его применении не требуется использования нестандартного или специального оборудования. Для приготовления водных растворов полимеров используются блочные установки типа УДПП-1,5. Для подогрева водного раствора полимера применяются печи типа ПБ-160/100. Расположение нагнетательных скважин для использования метода ТПВ ничем не отличается от их размещения при заводнении в рядной или площадной системе. Последовательность воздействия по данной технологии заключается в закачке сначала расчетной оторочки горячего полимерного раствора с последующим продвижением ее в глубь пласта закачкой воды. Возможен вариант проталкивания оторочки нагретого полимерного раствора горячей водой, если это экономически целесообразно. Размер оторочки горячего полимерного раствора определяется термогидродинамическими расчетами и составляет 20—30% порового пространства продуктивного пласта, который в процессе осуществления ТПВ на основе полученных данных может быть скорректирован в ту или иную сторону. Вязкостные свойства полимерного раствора рассчитываются в зависимости от термобарических и фильтрационных характеристик данной залежи. Для Мишкинского месторождения на участке турнейской залежи температура полимерного раствора на устье нагнетательной скважины поддерживается в интервале 90—95°С.

Концентрация полимерного раствора зависит от свойств исходного полимерного реагента и связана с расчетной температурой закачки. В среднем эта величина находится в пределах 0,05—0,2% (по сухому порошку). Конкретная величина концентрации полимера определяется расчетным способом в зависимости от соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента (mн/mв) и определяется непосредственно измерением в лаборатории. При этом имеется в виду, что отношение вязкости нефти и вязкости вытесняющего агента не должно превышать 10. При этих соотношениях не развивается явление вязкостной неустойчивости.

Темпы нагнетания полимерного раствора определяются оптимальной скоростью фильтрации вытесняющего агента в пластовой системе и рассчитываются в технологической схеме разработки месторождения. Учитывая, что полимерный раствор представляет собой неньютоновскую жидкость, в нем наблюдается связь между скоростью движения и «кажущейся» вязкостью. Эта зависимость учитывается в гидродинамических расчетах. Процесс ТПВ должен вестись таким образом, чтобы температура поли­мерного раствора на забое была выше первоначальной температуры пласта не менее чем на 20—30°С.

Основным принципом проектирования технологии ТПВ является обеспечение высокой технологической эффективности процесса в условиях трещиновато-порового коллектора, содержащего нефть повышенной и высокой вязкости. В расчетах при проектировании ТПВ должен надежно оцениваться возможный прирост в конечном нефтеизвлечении (дополнительная добыча нефти за счет технологии).

ТПВ рассматривается как альтернативный вариант разновидностям заводнения. При проектировании ТПВ в осваиваемых залежах величина технологического эффекта (увеличение нефтеизвлечения) определяется в сравнении с базовым вариантом — заводнением необработанной водой.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6