Анализ обоснованности и перспективы технологии на основе полимерно-гелевых систем для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов
жүктеу/скачать 3.02 Mb.
|
- Бұл бет үшін навигация:
- Список литературы
| УДК: 622.276.4 (045)
Анализ обоснованности и перспективы технологии на основе полимерно-гелевых систем для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов Нурумова С.Ж., Утегенов А.А. АННОТАЦИЯ Применение полимерного заводнения, по-нашему мнению, ограничивается по критерию вязкости нефти. Промысловый опыт свидетельствует о том, что превышение вязкости пластовой нефти величины 200 мПа×с ограничивает реализацию метода из-за повышения затрат, связанных с ростом расходных норм по полимеру, а также возможности снижения приемистости скважины ввиду необходимости закачки высоковязкой композиции вытесняющего агента. Все тепловые методы (вытеснение паром, пароциклическое воздействие, вытеснение горячей водой) за исключением внутрипластового горения соответствуют критериям эффективного применения для геолого-физических условий залегания юрских отложений месторождения Северные Бузачи. Однако их применение связано с высокими затратами. Применение полимерного заводнения, по-нашему мнению, ограничивается по критерию вязкости нефти. Промысловый опыт свидетельствует о том, что превышение вязкости пластовой нефти величины 200 мПас ограничивает реализацию метода из-за повышения затрат, связанных с ростом расходных норм по полимеру, а также возможности снижения приемистости скважины ввиду необходимости закачки высоковязкой композиции вытесняющего агента. На рисунке 1 приведены интервалы значений плотности нефти эффективного применения различных методов увеличения нефтеотдачи. Видно, что интервал плотности добываемой на месторождении Северные Бузачи нефти полностью соответствует технологиям внутрипластового горения, закачки пара, частично соответствуют гелевым обработкам, закачке полимеров. В целом, за исключением высокозатратных тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов наиболее применим метод полимерного заводнения. Существует три механизма увеличения нефтеотдачи при полимерном заводнении. 1) Влияние полимера на движение отдельных фаз (изменение состава фракционного потока); 2) Уменьшение отношения подвижностей вода/нефть; 3) Отклонение закачанной воды из обводненных зон. Движение отдельных фаз. Применяя закон Дарси к нефтяной и водной фазам, которые одновременно текут через участок пористой среды, долю нефти во фракционном потоке можно записать как: 
Рисунок 1 – Интервалы значений плотности нефти эффективного применения различных методов увеличения нефтеотдачи Факторы, которые уменьшают коэффициент оkw/wko, способствуют повышению нефтеотдачи, увеличив долю нефти в потоке флюидов. При полимерном заводнении происходит увеличение вязкости вытесняющего агента, а после заводнения некоторые полимеры (в частности, полиакриламид) уменьшают проницаемость по воде. Это воздействие работает в том случае, когда проницаемость по нефти больше нуля. Если проницаемость по нефти мала из-за того, что подвижная нефтенасыщеность низкая, то доля нефти в потоке останется постоянной при любых значениях вязкости воды и проницаемости по воде. Поэтому этот эффект более выражен при полимерном заводнении, проводимом в начале заводнения, когда имеется подвижная нефть. Отношение подвижностей. Определяющим фактором, влияющим на охват пласта заводнением является отношение подвижностей нефти и вытесняющего агента. Добавление полимера в нагнетаемую воду за счет увеличения вязкости и снижения проницаемости по воде способствует выравниванию подвижностей воды и нефти, что способствует увеличению объемов добычи нефти до момента прорыва воды. Таблица 1 – Соответствие геолого- физических параметров юрских пластов месторождения Северные Бузачи критериям применимости базовых методов увеличения нефтеотдачи пластов 
Отклонение закачанной воды из обводненных зон. Улучшение характеристики движения фаз и выравнивание подвижности воды и нефти эффективно в однородных пластах, ввиду влияния на подвижную нефть в зоне вытеснения полимером. В неоднородном пласте прежде всего происходит выработка высокопроницаемых интервалов, где отсутствует подвижная нефть. В этом случае указанные выше механизмы не приведут к увеличению нефтеотдачи. Однако за счет снижения проницаемости по воде и увеличения вязкости происходит отклонение последующих порций воды в менее проницаемые, как правило нефтенасыщенные, интервалы. Таким образом, можно определить два различных по механизму воздействия на пласт метода повышения нефтеотдачи при закачке полимеров: 1) Полимерное заводнение с закачкой растворов высокомолекулярных марок полимеров (синтетических – полиакриламид, природных - полисахариды) концентрацией до 0,3 % масс. (в зависимости от вязкости нефти) с объемом оторочки до 10-50 % от объема пор; 2) Потокоотклоняющие технологии (закачка изолирующих реагентов) с селективной изоляцией высокопроницаемых, как правило, водонасыщенных интервалов продуктивного пласта при закачке сшитых полимеров и других гелей. Эти два процесса имеют принципиально разные цели и условия применимости. При полимерном заводнении реагент должен проникать как можно дальше в низкопроницаемые пропластки, обеспечивая вытеснение подвижной нефти. Планирование закачки потокоотклоняющих составов должно обеспечивать минимальное проникновение реагентов в низкопроницаемые зоны с последующим нагнетанием воды в низкопроницаемые, нефтенасыщенные интервалы (рисунок 6).
Очевидно, что полимерное заводнение целесообразно внедрять с начала разработки, т.е. как вторичный метод. Потокоотклоняющие технологии, по определению, необходимо использовать при высоких ВНФ, т.е. как третичный метод. В таблицах 2-3 представлено сопоставление ключевых геолого-физических характеристик юрских пластов месторождения Северные Бузачи и опытного участка критериям применимости полимерного заводнения и потокоотклоняющих технологий. Видно, что ограничивающим фактором применения этих методов является высокая вязкость пластовой нефти.
Весомым ограничивающим фактором закачки полимерных составов в нагнетательные скважины является вероятность потери оторочки реагентов (газовая шапка, водные пласты, трещины). В целом по месторождению Северные Бузачи 70-80 % площади нефтеносности горизонта Ю2 подстилается водой. Опытный участок в продуктивном разрезе также имеет водонасыщенные интервалы. Для количественной оценки влияния подошвенной воды можно использовать параметр «активность подошвенной воды» BW:  , (1.2.)
где kнн, kвн – проницаемость нефте- и водонасыщенных пропластков, hнн, hвн – толщина нефте- и водонасыщенных пропластков. Чем ниже единицы параметр BW, тем больше активность подошвенной воды и выше вероятность ее влияния на режимы эксплуатации вскрывающих этот участок пласта скважин. Видно, что очаг нагнетательной скважины 6103 подстилается подошвенной водой, причем ее максимальная активность наблюдается в разрезе скважины, выбранной для закачки гелевых систем (рисунок 3).
* -  , (1.3)
где n1 – число слоев с ki > kср; n2 – число слоев с ki ≤ kср, k1, k2 – средняя проницаемость высоко- и низкопроницаемого слоя в двухслойной модели. ** -  , где n – число пропластков во всех скважинах, N – число скважин.
В соответствии с этапами ОПИ по закачке гелеполимерных систем предусматривается предварительная закачка 3200 м3 раствора полимера с концентрацией от 0,15 до 0,3 % масс с последующей закачкой 25000 м3 сшитого полимерного состава с концентрацией полиакриламида 0,15 % масс. В такой комбинации для полимерного заводнения основная оторочка сшитого полимерного состава имеет слишком высокую вязкость и не способна к вытеснению нефти из низкопроницаемых интервалов. Статистический анализ применения сшитых полимерных составов для изоляции высокопроницаемых интервалов свидетельствует о том, что минимальный объем рабочих растворов, обеспечивающий высокий прирост добычи нефти, составляет 0,4 % от объема пор (рисунок 4). Минимальный объем изолирующего состава для пластов без межпластовых перетоков должен обеспечить изоляцию порядка 15 м высокопроницаемого интервала, а для пластов с межпластовыми перетоками – 5 % от промытого порового пространства.
По состоянию на 01.07.2008 г. по опытному участку отобрано 114,7 тыс.т нефти. В первом приближении эту величину можно принять за промытый поровый объем. При нефтенасыщенной толщине пласта 20 м, пористости 26,2 %, нефтенасыщенности 55,3 % для заполнения 15 м разреза опытного участка необходимо около 2 тыс. м3 рабочего раствора. Для заполнения 0,4-5 % промытого порового объема необходимо закачать 0,46-5,7 тыс. м3. Таким образом, для потокоотклоняющей технологии основная оторочка сшитого полимерного состава имеет слишком большой объем. Степень снижения проницаемости пропластков по воде главным образом зависит от вязко-упругих свойств геля (фактора остаточного сопротивления), а не от глубины его проникновения. Список литературы 1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. с. 308. 2. Методическое руководство по оценке технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов. Москва. 3. Хасанов М.М., Исмагилов Т.А., Мангазеев В.П., Растрогин А.Е., Кольчугин И.С., Тян Н.С. Применение сшитых полимерно-гелевых составов для повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2002. №7. С. 110-112. 4. Отчет АО «НИПИ нефти и газа. 2009. жүктеу/скачать 3.02 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
