Анализ эффективности использования нестационарного заводнения в комплексе с адресными обработками нагнетательных скважин потокоотклоняющими составами

Повышение научно-технического уровня разработки месторождений с заводнением требует применения новых энергосберегающих технологий, позволяющих интенсифицировать добычу нефти и увеличить степень ее извлечения при одновременном сокращении объемов непроизводительно прокачиваемой через пласты воды и снижение обводненности скважин. Среди основных направлений совершенствования разработки месторождений исключительное значение приобретает использование нестационарного заводнения в комплексе с адресными обработками нагнетательных скважин потокоотклоняющими составами [1, 2].

Нестационарное заводнение является одним из достаточно эффективных методов увеличения нефтеотдачи, применяемых для изменения направления фильтрационных потоков, как между гидродинамически связанными пропластками, так и по простиранию пласта на участке, и позволяющего вовлечь в разработку невыработанные запасы нефти и снизить темпы обводнения залежи в карбонатных и терригенных коллекторах [1]. При нестационарном заводнении одновременно протекают два процесса вытеснения нефти из пласта, характерные для методов циклического заводнения и изменения направления фильтрационных потоков, таким образом, нестационарное заводнение – это метод воздействия и по площади, и по толщине пласта [1, 2].

Применение потокоотклоняющих МУН не позволяют максимально охватить площадь пласта данным видом воздействия или требует многократного увеличения удельных объемов закачки химических растворов, что снижает экономическую эффективность потокоотклоняющих методов [1]. В связи с этим для повышения эффективности разработки на месторождениях «N»-го региона Западной Сибири в 2014 году провели комплексное воздействие адресной закачки потокоотклоняющих составов и нестационарное заводнение. Комплексное воздействие этими методами направлено на снижение обводненности продукции, вовлечением в разработку остаточных запасов нефти из недренируе-мых застойных зон пласта, увеличивая тем самым коэффициент извлечения нефти [3].

Основными параметрами нестационарного заводнения являются последовательность, периодичность (частота) и амплитуда изменения режима работы нагнетательных скважин.

Для обоснования режима циклической закачки воды в пласты оптимальная рабочая частота смены циклов рассчитывается по формуле:

W p = 2χ / l² или t = l² / 2χ,              (1)

где W р – рабочая частота колебаний расхода; t – длительность полуцикла нестационарного воздействия; χ = k/(μ*α пр ) – средняя пьезопроводность; α пр – приведенный коэффициент сжимаемости породы и жидкости ; μ, m, l, k – характерные средние вязкость, пористость, длина и проницаемость пласта, соответственно [3].

Наиболее известными в практике являются технологии закачки различных полимерных систем, композиций на основе жидкого стекла.

Итак, для получения обратных эмульсий используется маслорастворимый эмульгатор ЭКС-ЭМ с концентрацией от 1 до 4%, в качестве стабилизатора обратных эмульсий – хлористый кальций с концентрацией 1-4% (исходная концентрация водного раствора CaCl 2 составляла 30%). В качестве углеводородной фазы используется стабильный бензин, нефть (вязкость 2,2 мПа*с) либо смесь керосина с толуолом. Количество углеводорода в эмульсии составляет 20%, остальное водная фаза, представленная моделью пластовой воды с минерализацией 16 г/л (11,5 г/л NaCl и 4,5 г/л CaCl 2 ).

В ходе исследования физико-химических свойств обратных эмульсий была определена стабильность эмульсий во времени и при различных температурах с последующим качественным и количественным анализом фазового состояния обратной эмульсии. Исследовалось фазовое поведение ОЭ при контакте с нефтью и пластовой водой в статических и динамических условиях; проведено измерение реологических параметров обратных эмульсий на ротационном вискозиметре

“Реомат-30” при скорости сдвига от 0,0615 до 452 с-1 и температурах 20, 60 и 80оС.

В результате проведения физико-химических исследований эмульсионных систем было установлено, что с повышением температуры наблюдается понижение стабильности изученных эмульсий в несколько раз и при малых концентрациях ПАВ составляет 4-6 ч. При 60-80оС с увеличением концентрации ПАВ в системе стабильность ОЭ увеличивается в 2-4 раза.

Дальнейшие фильтрационные исследования проводится со следующим составом обратной эмульсии, (% объемные): эмульгатор ЭКС-ЭМ – 3, CaCl2, – 3, нефть – 20 и минерализованной (16 г/л) воды – 74.

Оценка фильтрационных и нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ проводится на насыпных моделях пористых сред длиной 25 см с внутренним диаметром 2 см с учетом проведенных физико-химических исследований. Проницаемость пористой среды в опытах составляет 0,35-0,42 мкм2. В качестве пористой среды используется дезинтегрированный керн пласта. Подготовка к опытам осуществляется по стандартным методикам.

В ходе проведения опытов определились следующие параметры: пористость, проницаемость, подвижность воды при 100% насыщенности и остаточной нефти, начальная, остаточная и конечная нефтенасы-щенность, коэффициент вытеснения нефти водой, изменение подвижности при закачке эмульсии, прирост коэффициента вытеснения нефти, коэффициент изоляции.

Температура проведения опытов составляла 60 и 80оС, объемная скорость фильтрации 40-80 мл/ч (10-20 м/сут), объем закачки эмульсионных систем - 1 V пор, выдержка в пористой среде при температуре опыта 16 ч.

В результате экспериментов получено, что прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 0,21– 0,32.

Коэффициент изоляции (отношение подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности к подвижности воды после закачки эмульсии) составил 1,932,07 при температуре опытов 80оС и 2,35-2,54 – при 60оС, т. е. изоляционные свойства обратной эмульсии в большей степени проявляются при более низких температурах. Аналогичный вывод справедлив и в отношении прироста коэффициента нефтевытеснения, который изменяется в диапазоне 0,29-0,32 при температуре 60 оС и 0,21-0,25 – при температуре 80 оС.

Это дает основание предположить, что после обработки нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках, и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения за счет этого подвижности воды.

За анализируемый период нестационарное заводнение и физико-химическое воздействие проведено на 18 участках (26 скв. операций) месторождений «N» региона.

Рис. 1. Динамика изменения показателей работы добывающей скважины № 4232 и № 4243.

Комплексное воздействие проводилось до, после и в период проведения нестационарного заводнения. На рис. 1 в качестве примера приведена динамика работы скважин № 4232 и 4243.

Эффективность адресных обработок в период проведения нестационарного заводнения или за месяц до начала остановок нагнетательных скважин, еще не достаточно исследована. В работах В.В. Филина приводятся результаты исследований влияния на эффективность потокоотклоняющих составов (ПОС) нестационарного заводнения [4].

По данным отмечено, что сохраняемость геля в пласте в значительной мере зависит от того, в какой момент времени протекания цикла НЗ потокоотклоняющий состав вводится в пласт. На рис. 2 приведена такая зависимость. Изображенные на рис. 2 зависимости имеют место только в том случае, если количество вводимого ПОС является достаточным для проявления эффекта в должной мере.

При недостаточном для текущего момента цикла заводнения количества ПОС длительность её эффекта значительно сокращается (показано пунктирной красной линией). Адекватные изменения происходят с приростом добычи нефти ∆Q.

Учитывая результаты исследований [4], влияние изменений Рпл при циклическом заводнении на эффективность потокоотклоняющих технологий заключаются в следующем.

При увеличении Рпл происходит увеличение рас-крытости естественных трещин горной породы и систем трещин, образовавшейся при бурении скважин и развившейся в ходе эксплуатации месторождения. При этом сформировавшаяся структура ПОС «отлипает» от стенок трещин, освобождая канал для прорыва закачиваемой воды. Движущаяся вода разрушает структуру закачанного состава и вымывает его из порового пространства. В продукции скважин увеличивается со- держание закачанного состава. Работа сил адгезии полимера и пористой среды уменьшается во времени с определенной интенсивностью.

Рис. 2. Зависимость продолжительности эффекта потокоотклоняющих составов и прироста добычи нефти от момента времени протекания цикла заводнения, при котором проведена закачка состава.

Практически с той же интенсивностью снижается сохраняемость ПОС в промысловых условиях. В течении следующей части цикла снижение Рпл приводит к частичному смыканию трещин. При определенном значении Рпл объем трещин, обусловленный соответствующей степенью их раскрытости, становится сопоставимым с объемом, оставшегося в поровом пространстве, состава.

Таблица 1

Динамика эффективности адресных обработок нагнетательных скважин потокоотклоняющими составами на участке нестационарного заводнения

Скважина	Пласт	Технология	Объем закачки, м3	Дата обработки	Реагирующие скважины (текущие)	Расчет эффективности, тонн
						Февраль	Март	Апрель	Нестационарное заводнение				Всего
									Май	Июнь	Июль	Август
4234	АВ1-2	ГОС-1АС	152	22.01.15	4115, 4244, 5005, 5024, 75Р	37	95	89	51	53	61	45	431
4128	АВ2	ГОС-1АС	502	02.02.15	4104, 4112, 4113, 4246Д, 4543, 5002		123	186	239	254	146	68	1016
4508	АВ1-2	ГОС-1АС	701	19.04.15	4106, 4122, 4230, 4232, 4502, 4509, 4517, 5003, 5023				309	121	35	42	507
4527	АВ1-2	ГОС-1АС	702	17.06.15	4115, 4243, 4244, 4537, 4538, 5030						109	0	109

4. Филин В.В. Потокоотклоняющие технологии. Теория и практика. – М.: Спутник, 2009 – 125 с.

Фильтрационные каналы вновь становятся перекрытыми и эффект воздействия ПОС продолжается. Последующее понижение Рпл, обусловленное продолжением полуцикла заводнения, приводит к столь значительному смыканию порового пространства под воздействием налегающей толщи горных пород, что дебиты скважин по жидкости уменьшаются на 22-36%, а по отдельным участкам – на 42%. Вероятно, в этих условиях пространственные структуры, оставшейся в поровом пространстве части составов и композиций претерпевают значительные физические изменения. Последующее увеличение Рпл обусловленное следующим циклом НЗ приводит к росту дебитов скважин по жидкости, но прирост доли нефти существенно ниже или полностью отсутствует. При этом необходимо учесть, что рассматриваемый цикл заводнения по времени его протекания может совпадать со средними сроками «жизни» составов и композиций.

При проведении адресных обработок нагнетательных скважин в период нестационарного заводнения G-м месторождении показали низкую эффективность, что еще раз подтверждает выше описанные исследования, дополнительная добыча нефти составила 109 тонны, продолжительность эффекта 1 мес. (табл. 1).

В период проведения нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками скважин потокоотклоняющими составами, отмечается тенденция к снижению обводненности в 96 % добывающих скважинах, необходимо отметить, что увеличение дебитов нефти и снижение обводненности продукции по реагирующим добывающим скважинам ФХВ, произошли именно в период остановки нагнетательных скважин НЗ. Отсюда следует, что процессы перераспределения градиентов давления и межпластовые перетоки в период реализации НЗ усиливают эффективность адресных обработок потокоотклоняющими составами.

Всего за счет проведения НЗ получено 3703 тонн дополнительной нефти, за счет ФХФ получено 3620 тонн. Расчет проведен на дату 01.11.2014 года.

ВНИИОЭНГ, 2004. – 215 с.