|
УДК 622.276.63 |
Эффективность полимерного воздействия в залежах с нефтью повышенной вязкости
Н.В. АНОХИНА, Ю.В. ЖЕЛТОВ, Б.Е. КИСИЛЕНКО, В.Е. СТУПОЧЕНКО (ВНИИ)
Начиная с 1975 г. на Новохазинской площади Арланского нефтяного месторождения ведутся опытно-промышленные работы (ОПР) по полимерному воздействию в условиях неоднородного пласта, содержащего нефть повышенной вязкости. Текущие результаты промышленного эксперимента анализировались в работах [1, 2]. В данной публикации, кроме изложения полученных обобщенных результатов ОПР на этапе завершения эксперимента, предполагается подробно осветить ряд вопросов, сопутствовавших мероприятию (моделирование в лаборатории, технология затворения полимерного реагента и т. д.) и возникших в ходе его. В частности, представляют интерес проблема перетока рабочего агента между участками, вопрос о режимах работы нагнетательных и эксплуатационных скважин как опытного, так и контрольных участков, а также прилегающих к ним участков.
Опытный участок состоит из одного опытного и двух контрольных полей (рис. 1).
Объектом эксперимента является II пласт, относящийся к тульскому горизонту. Пласт представлен мелкозернистыми песчаниками, глинистыми, платными, хорошо сцементированными. Как подтвердилось в ходе разработки всех полей, общая и эффективная толщина пласта в пределах всего опытного участка претерпевает сравнительно небольшие изменения: на западном контрольном поле интервал изменения толщин составляет 3 м (от 5 до 8 м), на собственно опытном поле толщина колеблется от 8 до 11 м. Уменьшение толщины наблюдается по восточному контрольному полю, где она доходит до 3 м. Средняя толщина II пласта по западному контрольному и опытному полям составляет 8,2 м, а по восточному - 6,3 м.
Как известно, песчаники II пласта по данным изучения керна характеризовались сравнительно высокой неоднородностью по проницаемости, которая колебалась от 0,08 до 8-10 мкм2. Однако понятно, что такие экспериментальные значения не характеризуют среднюю проницаемость пласта. По данным различных исследований, в том числе по испытанию эксплуатационных скважин и по оценке их продуктивности, средняя проницаемость объектов ОПР была принята равной 0.5-0,8 мкм2.
Пористость песчаников II пласта на всех участках равна 22 %, нефть в пластовых условиях имеет вязкость около 18 мПа*с, плотность - 0,886 г/см3. Вязкость пластовой воды равна 1,6 мПа*с.
Опыты, проведенные на кернах в ИГиРГИ и позднее во ВНИИ, показали, что оптимальная величина концентрации ПАА должна быть равной 0,05-0,07 (по сухому продукту). Именно при таком значении концентрации ПАА и проводились ОПР. Объем пор оторочки составлял 20 % объема пор опытного участка. В связи с тем что по техническим причинам закачка полимера временно чередовалась с закачкой необработанной воды, реальный объем пор оторочки составил 34 % объема пор пласта опытного участка.
Для изучения характера продвижения фронта вытеснения на опытном и контрольных участках и оценки возможных перетоков закачиваемых агентов были проведены экспериментальные исследования на физических моделях пласта.
Было установлено, что коэффициент нефтеотдачи при полимерном воздействии будет значительно больше по сравнению с вытеснением нефти необработанной водой за счет гашения вязкостной неустойчивости. Однако в реальных условиях величина текущей и конечной нефтеотдачи по опытному участку может быть несколько меньше (чем в лабораторных условиях) из-за возможных перетоков нагнетаемой воды с контрольного участка в опытный. В связи с этим встал вопрос о подборе таких режимов закачки водного раствора полимера и воды, когда перетоков нагнетаемых жидкостей между опытными и контрольными участками не будет.
Параметры гидродинамического подобия, а также условия проведения опытов позволили смоделировать на сконструированной модели пласта только одну четверть опытного и соответственно контрольного участков. Схема модели пласта показана на рис. 2. Скв. 1-1 и 2-2 являются нагнетательными для опытного и контрольного участков. Скв. 3-5 моделируют работу I эксплуатационного ряда. Скв. 6-9 – II ряда.
Первая серия опытов проводилась при следующих технологических условиях.
1. Закачка воды на контрольном и раствора полимера на опытном участках начиналась одновременно.
2. Объем закачки на контрольном и опытном участках одинаковый.
3. Объем оторочки из раствора полимера составлял 20 % объема пор пласта опытного поля.
4. Дебиты эксплуатационных скважин поддерживались одинаковыми.
Перед началом опыта создавался фронт закачки на опытном (из раствора полимера) и на контрольном (из необработанной воды) участках. Для этого одна из двух нагнетательных скважин на каждом участке временно превращалась в эксплуатационную (причем все скважины в эксплуатационных рядах в это время были закрыты). После 100 %-ного обводнения скв. 1 и 2 они переводились в нагнетательные.
Как и ожидалось, эксперименты показали, что характер продвижения водонефтяного контакта на опытном и контрольном участках существенно различный - вязкостная неустойчивость на контрольном участке и равномерное продвижение фронта вытеснения на опытном. Такое положение сохраняется на участке модели пласта от нагнетательного до первого эксплуатационного ряда. Однако скорости движения воды значительно выше, чем оторочки полимера, и языки воды на контрольном участке обгоняют фронт вытеснения на опытном. Это приводит к тому, что в промежутке между первым и вторым эксплуатационными рядами вода с контрольного участка перетекает на опытный. На рис. 2 показан характер продвижения фронта вытеснения на обоих участках к моменту подхода воды ко второму (центральному) эксплуатационному ряду. Видно, что обводнение центрального ряда (скв. 7) произошло за счет прорыва воды с контрольного участка. В пределах контрольного участка вязкостная неустойчивость привела к образованию за фронтом целиков нефти. Коэффициент охвата в пределах между нагнетательным и I эксплуатационным рядами на опытном участке значительно выше, чем на контрольном. Устойчивое (равномерное) продвижение границы раздела в пределах опытного участка продолжается до первого эксплуатационного ряда. В дальнейшем на фронте начинают развиваться языки (оторочка «пробивается» водой), поэтому коэффициент охвата в промежутке между I и II эксплуатационными рядами несколько снижается. К моменту 95 %-ного обводнения добываемой жидкости нефтеотдача по контрольному участку составила 0,55 (при этом через продуктивный пласт этого участка было прокачано 2,3 объема пор). Нефтеотдача по опытному участку при той же обводненности составила 0,7.
Вязкость выходящего из скв. 5 раствора ПАА остается постоянной (2,2 мПа*с) до высокой обводненности (80-90 %) добываемой жидкости. Это указывает на то, что в пределах между нагнетательным и I эксплуатационным рядами оторочка еще не пробивается водой. При большой обводненности скв. 5 вязкость выходящего агента воздействия начинает резко падать - до 1 мПа*с (вязкость воды). К этому времени фронт вытеснения на опытном участке находился примерно на середине расстояния между первым и вторым эксплуатационными рядами.
Анализ воды, выходящей из скв. 3 (контрольный участок), показал, что вязкость ее в процессе эксплуатации меняется. При высокой обводненности продукции (до 90- 95 %) вязкость возрастает с 1 до 1,15- 1,2 мПа*с на выходе из скважины. Это говорит о том, что вода, «продавливающая» оторочку на опытном участке, прорывается на контрольный участок, унося часть полимера. Переток раствора ПАА (хотя и разбавленного водой) с опытного участка на контрольный привел к некоторому снижению процента обводнения в скв. 3. Однако из-за неустойчивого движения водонефтяного контакта на контрольном участке это снижение приходится уже на больший процент обводнения (90-95%).
Проведенная серия опытов на модели пласта показала, что в случае одновременной (и равной по объему) закачки агента воздействия на опытном и контрольном участках происходят перетоки воды с контрольного участка на опытный (в центральной ее части). Это, естественно, приводит к преждевременному обводнению скважин II эксплуатационного ряда на опытном участке водой.
В связи с этим было необходимо выработать такие технологические условия, при которых указанные перетоки воды были бы минимальными. Дело осложнялось тем, что необходимо было сохранить равенство объемов закачки и суммарных отборов на опытном и контрольном участках, а также сохранить закачиваемый объем оторочки раствора полимера.
Проведенные нами исследования на модели пласта показали, что перетоки воды с контрольных участков на опытный могут быть сведены до минимума, если проводить опережающую закачку оторочки из раствора полимера по сравнению с закачкой воды на контрольных участках.
При проведении ОПР по полимерному воздействию на Арланском месторождении это мероприятие по опережающей закачке оторочки заключалось в нагнетании на опытном поле рабочего агента несколько большими темпами (а значит, и в большем объеме), чем воды на контрольном участке. Проведенные исследования показали, что для предотвращения возможных перетоков агентов между участками необходимо, чтобы темп закачки ПАА на опытном участке был в 2 раза выше, чем темп закачки воды на контрольном участке.
Остановимся кратко на состоянии разработки участков к моменту проведения ОПР (полимерное воздействие было начато в апреле 1975 г.).
Интенсивное разбуривание опытного участка в 1970-1974 гг. без освоения системы нагнетания (южного и северного нагнетательных рядов) привело к формированию глубокой воронки депрессии, пластовое давление упало до 9-10 МПа, т. е. почти до давления насыщения. Минимальные давления приходились на центр опытного поля и южную его часть. Поэтому НГДУ Южарланнефть, учитывая высокую потенциальную возможность пласта, освоило под нагнетание воды южный нагнетательный ряд, предназначавшийся для ОПР по полимерному воздействию. В этот период многие эксплуатационные скважины, расположенные на опытном и контрольном полях, довольно быстро стали обводняться, что еще раз подтвердило нерациональность использования в залежах высоковязкой нефти в качестве агента воздействия необработанной холодной воды. Основным обводняющим направлением была зона нагнетательной скв. 14 (см. рис. 1), поскольку она расположена по оси максимальной воронки депрессии в пределах опытного участка.
К началу промышленного эксперимента по полимерному воздействию вся зона опытного участка была разбурена полностью по проектной сетке скважин 0,12 км2/скв (основное опытное поле имело фонд 13 эксплуатационных и 2 нагнетательные скважины южного ряда). Средняя обводненность продукции скважин составляла 64 %. Однако необходимо учитывать, что высокий средний процент обводнения продукции получен за счет интенсивного роста обводненности продукции крайних скв. 1 и 2 северного ряда, который после начала эксперимента был освоен под нагнетание. Скважины этого ряда работали как эксплуатационные с большой обводненностью, испытывая влияние нагнетательной скв. 14. Средняя обводненность добываемой продукции без учета работы указанных выше скважин может быть принята равной 32-34 %. Текущая нефтеотдача по опытному полю на начало эксперимента составляла 0,2 от первоначальных геологических запасов.
Западное контрольное поле разрабатывалось четырьмя эксплуатационными скважинами при одной нагнетательной. Средняя обводненность продукции составляла 38 %, текущая нефтеотдача - 0,21.
Восточное контрольное поле разрабатывалось семью эксплуатационными скважинами при одной нагнетательной. Средняя обводненность продукции составляла 10 % (с водой работала только одна скважина). Достигнутая величина нефтеотдачи - 0,17.
При анализе работы скважин учитывалось, что некоторые из них работали совместно на II и VI пласты. Методика разделения добычи нефти из объектов, которая использовалась в наших исследованиях, приведена в работе [1].
Для того чтобы определить эффективность полимерного воздействия, остановимся на результатах работы эксплуатационных скважин опытного и контрольного участков, а также скважин, прилегающих к опытному полю. Нагнетание раствора ПАА на опытном поле проводилось в четыре скважины (скв. 1-4). Для примера определения технологической эффективности полимерного воздействия сравним работу двух наиболее характерных скважин опытного и контрольного (восточного) полей (скв. 5, 6). Указанные скважины работали только на II пласт и были пущены в эксплуатацию в одно время (до начала закачки полимерного раствора) и примерно с одинаковыми дебитами.
Проанализируем характер изменения добычи нефти и обводненности указанных скважин во времени. Из анализа кривых 1 и 2 на рис 3 видно, что закачка полимерного раствора привела к возрастанию добычи нефти в скв. 5 опытного поля (участок I-I кривой 1) при практически неизменном и сравнительно небольшом (10- 12 %) проценте обводнения (кривая 2). Это говорит об устойчивом продвижении закачиваемого агента (полимерный раствор) в пласте от нагнетательной скв. 4 к эксплуатационной скв. 5.
После подхода нагнетаемого агента к скв. 5 обводнение добываемой жидкости начало резко возрастать, достигнув через два года 85 %.
Эксплуатационная скв. 6 контрольного участка, испытывающая влияние нагнетательной скв. 7 (закачка необработанной воды), в течение некоторого времени работала как безводная (см. рис. 3, кривые 3, 4). Однако после прорыва к ней языков нагнетаемой воды обводнение через два года достигло 95 %. Из анализа кривых 2 и 4 на рис. 3 видно, что характер изменения обводненности эксплуатационных скважин во времени на поздней стадии разработки II пласта (при обводнении добываемой жидкости 90-95 %) оказался примерно одним и тем же как на опытном, так и на контрольном полях. Относительный прирост в добыче нефти по скважинам опытного и контрольных полей оставался одинаковым. Это указывает на то, что закачка полимерного раствора на стадии большой обводненности добываемой продукции, по-видимому, экономически была нецелесообразна, хотя и проводилась в течение шести лет.
Закачка полимерного раствора привела к увеличению добычи нефти из эксплуатационных скважин, расположенных за пределами опытного поля. Это можно видеть на примере работы скв. 8.
Анализ показывает, что до начала полимерного воздействия среднесуточный дебит скв. 8 не превышал 20-25 т/сут. После начала полимерного воздействия (по прошествии примерно полугода) скважина резко увеличила количество добываемой нефти (см. рис. 3, участок II-II кривой 5). Заметим, что в этот период эксплуатации скважина была безводной, поэтому увеличение добычи нефти можно отнести только за счет закачки полимерного раствора. Дебит скважины возрос до 65-75 т/сут.
Для скв. 8 характерен Длительный безводный период эксплуатации, если исключить некоторые кратковременные «всплески» в обводненности добываемой жидкости (например, начало 1976 г.), связанные с притоком воды из прилегающих водоносных горизонтов. Проведение изоляционных работ позволило снизить обводненность скважины до 2-5 %. Обводнение скв. 8 нагнетаемым агентом (полимерным раствором) началось только после 5 лет ее фактически безводной эксплуатации. Это связано со сравнительно небольшими скоростями продвижения ВНК от скв. 3 и 4 к анализируемой скв. 8. Медленное нарастание обводненности скв. 8 связано с благоприятным влиянием полимерного воздействия.
Пуск нагнетательной скв. 9 привел к резкому возрастанию обводненности (>80 %) скв. 8 за счет прорыва нагнетаемой необработанной воды.
Аналогичные результаты могут быть получены и из промыслового анализа работы других эксплуатационных скважин, прилегающих с севера к опытному участку.
В заключение остановимся на результирующем графике, показывающем увеличение нефтеотдачи за счет полимерного воздействия на пласт (рис. 4). На графике представлены кривые зависимости нефтеотдачи от количества прокачанной через пласт жидкости для опытного и контрольных полей (кривые 1-3). Их анализ показывает, что прирост в нефтеотдаче опытного поля по сравнению с западным контрольным составляет 0,05, а по сравнению с восточным - 0,15 (к моменту прокачки примерно одного объема пор пласта контрольного поля). Более высокий коэффициент нефтеотдачи, полученный по западному контрольному полю, связан с перетоками закачиваемого полимерного раствора, которые не были учтены при составлении технологической схемы ОПР в связи с недостаточной изученностью неоднородности II пласта.
Таким образом, теоретические, экспериментальные и промысловые исследования, касающиеся полимерного воздействия на пласты, содержащие нефть повышенной вязкости (на примере Новохазинской площади Арланского месторождения), позволяют сделать следующие выводы.
1. При научно обоснованном применении полимерного воздействия на залежь можно увеличить коэффициент нефтеотдачи на 0,12-0,15 от балансовых запасов при разработке терригенных коллекторов, содержащих нефть повышенной вязкости (от 10 до 50 мПа*с в пластовых условиях).
2. Закачка полимерного раствора на поздней стадии разработки залежи (при обводненности более 85-90 %) по сравнению с традиционным заводнением малоэффективна.
3. Ликвидация возможных перетоков между полями должна осуществляться путем увеличения объема закачиваемого агента на опытном поле по сравнению с закачкой воды на контрольных полях.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Применение полимеров для повышения нефтеотдачи пластов Арланского месторождения / И.Ф. Рахимкулов, Р.X. Алмаев, М.Н. Галлямов и др.- Нефтяное хозяйство, 1982, № 5, с. 50-54.
2. Оценка эффективности полимерного заводнения на Новохазинском опытном участке / В.М. Санкин, И.Ф. Рахимкулов, Б.И. Леви и др.- Нефтяное хозяйство, 1985, № 3, с. 34-36.
Рис. 1. Схема размещения скважин на опытном участке:
I - опытное поле, II - контрольное западное поле, III - то же восточное. Скважины: а - добывающие, б - нагнетательные (вода), в - нагнетательные (полимер)
Рис. 2. характер продвижения фронта вытеснения на опытном и контрольном полях по данным эксперимента
Рис. 3. динамика изменения добычи нефти (кривые 1, 3, 5) и обводненности (2, 4, 6) во времени
Рис. 4. Зависимость нефтеотдачи от количества отобранной жидкости
