Тестирование потокоотклоняющих составов для условий месторождений ПАО «ВЧНГ»
Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть»
Ф. К. Мингалишев – ООО «РН-УфаНИПИнефть», к.ф.-м.н.
А. Ш. Гайсина – ФГБОУ ВО «УГНТУ»,
Р. А. Мусин, Д.И. Хохлов, С. В. Поляков – ПАО «ВЧНГ»,
А. В. Фаресов – АО «ОЗНХ»
Введение
Известно, что в процессе заводнения нефтяного пласта закачиваемая через нагнетательные скважины вода устремляется в пропластки с наибольшей проницаемостью (каналы низкого фильтрационного сопротивления), что приводит к неравномерному охвату пластов воздействием. Опыт разработки показывает, что прорыв закачиваемых вод по отдельным высокопроницаемым пластам приводит к преждевременному обводнению скважин до 80-90%, при суммарном отборе нефти не более 40-50% от извлекаемых запасов [1]. Таким образом, на поздней стадии разработки месторождений возникает ряд проблем, связанных с необходимостью вовлечения пропластков, характеризующихся сравнительно низкой проницаемостью и высокой остаточной нефтенасыщенностью [2]. Одним из возможных решений является применение технологии выравнивания профиля приемистости. Данная технология позволяет решать сразу несколько основных задач [3]:
- увеличение коэффициента охвата пласта воздействием за счет изменения направлений фильтрационных потоков закачиваемого агента в пласт, снижения проницаемости высокопроницаемых каналов;
- получение дополнительной добычи нефти из ранее недренируемых зон пласта;
- снижение эксплуатационных затрат на добычу попутнодобываемой воды.
Объектом применения является нагнетательная скважина, как очаг заводнения участка продуктивного пласта, ограниченного первым рядом сетки реагирующих эксплуатационных скважин.
На сегодняшний день в ПАО «ВЧНГ» уделяется большое внимание к подбору реагентов и технологий, которые способствуют повышению эффективности обработки и снижению себестоимости добычи нефти.
Реализация технологии ВПП на месторождении ПАО «ВЧНГ»
Работа включала следующие основные этапы:
- трассерные исследования нагнетательных скважин до ВПП;
- подбор реагентов для ВПП;
- проведение лабораторных экспериментов на выбранных кандидатах (фактор остаточного сопротивления, увеличение коэффициента вытеснения), выдача рекомендаций для проведения ОПИ;
- проведение ОПИ на месторождении;
- повторные трассерные исследования нагнетательных скважин после ВПП;
- анализ успешности применения на месторождении.
Полученные результаты трассерных исследований описывают исключительно высокопроводимые интервалы разреза. Первый отклик на трассер получен через 20 часов после закачки. Каналы, группы каналов, работавшие в первые 84 суток по рассчитанным характеристикам проводимости, относятся к группе аномально низкого фильтрационного сопротивления. Наибольший интерес представляют распределения фильтрационных потоков в залежи через системы каналов, работа которых наблюдается спустя длительный временной интервал с момента ввода трассера в пласт (более 9-12 месяцев). В данный период, как правило, начинают проявляться фильтрационные каналы, описывающие относительно мощные прослои, не связанные с техногенной «трещиноватостью» [4]. На рисунке 1 представлена карта доли влияния введенного в нагнетательную скважину трассера на реагирующие добывающие скважины.
Рисунок 1. Карта доли влияния трассера
По результатам физико-химических исследований (технологическая эффективность эмульсий; реологическое тестирование; определение динамической стабильности; технологические параметры осадкообразования; начальное напряжение сдвига; время гелеобразования) были рекомендованы следующие наиболее эффективные по технологическим свойствам составы:
- обратные (инвертные) эмульсии и раствора хлористого кальция плотностью 1,112 г/см3, приготовленные при перемешивании в течение 30 минут со скоростью 600 об/мин;
- осадкообразующие составы в минерализованной (26,32 г/л солей) и пресной водах, 16 % раствора хлористого кальция (плотность 1,112 г/см3), взятых в равных объемах (1:1).
Методика проведения фильтрационных экспериментов заключалась в следующем:
В подготовленную модель пористой среды (в зависимости от типа эксперимента – водонасыщенная или с остаточной нефтенасыщенностью) закачивалось 0,15Vпор тестируемого агента. Затем происходила фильтрация воды до стабилизации параметров. На заключительном этапе производился подсчет фактора остаточного сопротивления и прироста коэффициента вытеснения. Исследования проводились согласно ОСТ 39-195-86 [5].
По результатам фильтрационных исследований на водоносыщенных кернах были получены зависимости фактора остаточного сопротивления для тестируемых составов в условиях различной начальной проницаемости керна по воде. Также были определены показатели вытеснения и факторы остаточного сопротивления при использовании тестируемых потокоотклоняющих составов в условиях остаточной (после заводнения) нефтенасыщенности пласта. Результаты фильтрационных экспериментов для осадкообразующего состава на водонасыщенных кернах представлены на рисунке 2 и в таблице 1, для обратной эмульсии – на рисунке 2 и в таблице 2. Результаты фильтрационных экспериментов на нефтенасыщенных кернах представлены в таблице 3.
Рисунок 2. Зависимость фактора остаточного сопротивления от проницаемости по воде после первого цикла обработки при тестировании осадкообразующего состава и обратной эмульсии
Таблица 1 - Основные результаты фильтрационных экспериментов на водонасыщенных кернах для осадкообразующего состава
| № опыта | Проницаемость, *10-3 мкм2 | Фактор остаточного сопротивления, д.ед. | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| по газу | по воде до воздействия | после первого цикла | после второго цикла | |||||
| Расход, см3/мин | ||||||||
| 0,2 | 0,5 | 1 | 0,2 | 0,5 | 1 | |||
| 1 | 441 | 215,64 | 11,1 | 9,6 | 7,9 | 12,6 | 9,8 | 7,2 |
| 2 | 64,3 | 39,93 | 6 | 4,1 | 1,7 | 8,9 | 7 | 4,6 |
| 3 | 246,5 | 109,15 | 9,6 | 7,7 | 4,8 | 11,3 | 9,1 | 6 |
| 4 | 1880 | 1062,47 | 15,6 | 14,8 | 14 | 19,4 | 18,2 | 17,2 |
| 5 | 818,5 | 490,96 | 13,7 | 11,6 | 9,8 | 15,7 | 14,5 | 12,8 |
Таблица 2 – Основные результаты фильтрационных экспериментов на водонасыщенных кернах для обратной эмульсии
| № опыта | Проницаемость, *10-3 мкм2 | Фактор остаточного сопротивления, д.ед. | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| по газу | по воде до воздействия | после первого цикла | после второго цикла | |||||
| Расход, см3/мин | ||||||||
| 0,2 | 0,5 | 1 | 0,2 | 0,5 | 1 | |||
| 1 | 441 | 215,64 | 11,1 | 9,6 | 7,9 | 12,6 | 9,8 | 7,2 |
| 2 | 64,3 | 39,93 | 6 | 4,1 | 1,7 | 8,9 | 7 | 4,6 |
| 3 | 246,5 | 109,15 | 9,6 | 7,7 | 4,8 | 11,3 | 9,1 | 6 |
| 4 | 1880 | 1062,47 | 15,6 | 14,8 | 14 | 19,4 | 18,2 | 17,2 |
| 5 | 818,5 | 490,96 | 13,7 | 11,6 | 9,8 | 15,7 | 14,5 | 12,8 |
Полученные результаты подтверждают эффективность использования тестируемых в качестве отклонителей потока фильтрации. Сравнительно больший эффект был получен во всех опытах для реагента осадкообразующего состава, что характеризует его как более «жесткий» потокоотклоняющий состав. При этом следует учитывать, что выбор технологии и реагента для проведения ОПИ должен осуществляться с учетом геолого-физической информации, текущего состояния разработки объекта и конкретных решаемых задач.
Таблица 3 - Основные результаты фильтрационных экспериментов на кернах с остаточной нефтенасыщенностью
| № опыта | Проницаемость по газу, *10-3мкм2 | Проницаемость по нефти при нач, н-нас, *10-3мкм2 | Коэффициент вытеснения до обработки, д.ед. | Прирост коэффициента вытеснения, % | Проницаемость по воде до обработки, *10-3мкм2 | Фактор остаточного сопротивления, д.ед. | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| После первого цикла обработки | После второго цикла обработки | После первого цикла обработки | После второго цикла обработки | |||||
| 1 | 515,11 | 243,93 | 524 | 5,6 | 8,1 | 45,38 | 14,9 | 20,9 |
| 2 | 515,91 | 247,31 | 519 | 5,3 | - | 46,39 | 5,5 | - |
По результатам проведенного исследования реагенты были рекомендованы для проведения ОПИ в условиях изучаемого объекта.
Выбор скважин-кандидатов:
Критерии для выбора скважин-кандидатов:
- высокая (>20%) средняя обводненность ячеек разработки;
- максимальное количество скважин влияния для нагнетательных скважин;
- приемистость нагнетательных скважин >200 м3/сут;
- достаточное количество запасов по ячейке разработки
Принимая во внимание указанные критерии, для ВПП выбраны 5 скважин (рисунок 3).
Рисунок 3. Карта положения скважин-кандидатов
По условиям проекта в качестве опытных работ на 1 скважине должна была производиться закачка ЩСПК (щелочного стока производства капролактама), предоставляемого заказчиком. Положительного эффекта от ЩСПК не отмечено.
На стадии планирования допускалось, что при проведении ВПП на смежных ячейках разработки неизбежен перекрестный эффект от нескольких нагнетательных скважин. Принято решение разделять эффект на основании результатов трассерных исследований и даты проведения ВПП. Методика разделения эффекта была разработана специалистами подрядной организации и согласована с заказчиком до начала проведения ВПП.
Расчет объемов закачки:
Расчет объемов закачки реагентов произведен по формуле
Vзак=Vпор*m*k;
Vзак – объем закачки реагентов;
Vпор – поровый объем по скважине (взят по модели с отступом 20 м от ствола скважины);
m – доля каналов НФС (низкого фильтрационного сопротивления);
k – коэффициент на рассеивание (принят 1,2 экспертно для ОПИ).
Результат расчета объемов закачки реагентов представлен в Таблице 4.
Таблица 4 – Объемы закачки реагентов
| Скважина | Дата начала закачки | Дата завершения закачки | Время проведения операций, сутки | Объем закачки реагента, м3 | Реагент |
|---|---|---|---|---|---|
| II-1 | 14.08.2014 | 21.08.2014 | 7 | 680 | ЩСПК |
| II-2 | 01.09.2014 | 04.09.2014 | 4 | 183 | Обратная эмульсия |
| II-3 | 11.08.2014 | 14.08.2014 | 3 | 430 | Обратная эмульсия |
| II-4 | 18.09.2014 | 24.09.2014 | 6 | 911 | Осадкообразующий состав |
| V-1 | 02.10.2014 | 08.10.2014 | 6 | 791 | Осадкообразующий состав |
По скважине 3 наименьший объем закачки связан с малым поровым объемом из-за его засолонения в районе скважины. Суммарный объем закачки реагентов по 5 скважинам составил 2995 м3.
Выполнение работ ВПП:
Процесс закачки реагентов проводился с августа по октябрь 2014 г. Закачка прошла в штатном режиме, весь плановый объем закачан в пласт.
Мониторинг эффекта от ВПП:
Рисунок 4. Параметры работы двух скважин до и после ВПП
Мониторинг эффекта от ВПП заключался в контроле обводненности добывающих скважин и других параметров работы добывающих и нагнетательных скважин и проводился по июль 2015 г. Фактический эффект продлился с сентября 2014 г. по март 2015 г. (7 мес.).
По факту закачки наблюдалось незначительное снижение приемистости, снижение обводненности по добывающим скважинам отмечено в первые дни после ВПП.
По 5 из 10 отреагировавших скважинам ДДН по итогам проекта превышает 1000 т/скв. Меньшее количество отреагировавших скважин (по сравнению с результатами трассерных исследований), вероятно, связано с низкой (<5%) средней обводненностью удаленных реагирующих скважин.
Большинство скважин, участвовавших в обработке обеспечили дополнительную добычу за счет ВПП. На конец октября доп. добыча от 5 отреагировавших после ВПП скважин составляла 5 338 т.
При планируемой ДДН по проекту ВПП 18 500 т. фактическая ДДН по составила 17 310 тыс.т.
Помесячная ДДН от ВПП представлена на Рисунке 5.
Рисунок 5. ДДН по скважинам II и V блока
Достижение целевой ДДН составляет 93,6%, что говорит о верно выбранной стратегии реализации проекта ВПП 2014-2015 гг. на ВЧНГКМ, высокой эффективности осадкообразующих составов в уникальных условиях пласта Вч.
Трассерные исследования, проведенные после ВПП, подтверждают изменение фильтрационных потоков. Сравнение результатов трассерных исследований до и после ВПП представлено на рисунке 6.
Рисунок 6. Сравнение результатов трассерных исследований до и после ВПП
Выводы по результатам проекта ВПП на ВЧНГКМ:
- Эффективность реагентов, предложенных подрядчиком для уникальных условия изучаемого объекта, подтверждается по результатам изменения работы скважин окружения и полученной дополнительной добычи нефти (далее – ДДН).
- После закачки реагентов проект ВПП показывает высокую эффективность, по шкале эффективности ДДН относится к высокому уровню (более 89% от плана);
- По средним значениям обводненность на некоторых реагирующих скважинах снизилась с 38 до 19%. По остановочным и запускным параметрам среднеарифметическая обводненность по ячейке снизилась на 7%;
- По осадкообразующему составу наблюдается наиболее выраженный эффект по дополнительной добыче, что, вероятно, связано с более жесткой структурой реагента.
Список использованной литературы:
- Газизов А.Ш., Газизов А.А. – «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах», М.: Недра-Бизнесцентр, 1999 – 285с.;
- Сургучев М.Л. – «Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов», М.: Недра, 1985 – 305с.;
- Захаров В.П., Исмагилов Т.А., Телин А.Г., Силин М.А. – «Регулирование фильтрационных потоков водоизолирующими технологиями при разработке нефтяных месторождений», М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010 – 225 с.;
- Ковалев В.С., Житомирский В.М. – «Прогноз разроботки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения», М.:Недра, 1976 – 247с.;
- ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».