CC BY
12УДК 66
Кухаренко С.С.
магистрант 2 курса кафедры разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Институт геологии и нефтедобычи Тюменский индустриальный университет (Россия, г. Тюмень)
АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ГФХ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ МОХ МУН НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА Ю2 УСТЬ-ТЕГУССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Аннотация: в данной статье проанализированы пять основных геолого-физических характеристик (ГФХ) пласта Ю2 Усть-Тегусского месторождения для возможности применения на нем малообъемных химических методов увеличения нефтеотдачи (МОХ МУН).
Ключевые слова: Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи, малообъемные химические методы увеличения нефтеотдачи, пластовая температура, приемистость, обводненность, степень выработки, проницаемость.
Различные технологии малообъемных химических методов увеличения нефтеотдачи (МОХ МУН) с использованием тех или иных химических реагентов разрабатываются и применяются для определённых геолого-физических условий (ГФУ). ГФУ пласта (участка) определяют механизм физико-химического воздействия и соответствующий вид реагентов и технологии их применения, которые могут быть использованы для увеличения нефтеотдачи в данном случае наиболее эффективно.
К настоящему времени накоплен большой опыт применения технологий МОХ МУН в самых различных геолого-физических условиях [1]. По имеющимся данным литературных источников, рекомендаций инструкций и
руководящих документов по применению технологий, а также исходя из экспертного опыта, следует выделить пять первостепенных критериев, определяющих выбор класса и той или иной конкретной технологии МОХ МУН и возможность её эффективного применения [2]:
Пластовая температура является важным параметром для выбора того или иного вида технологий воздействия на пласт. Это связано с тем, что ряд важных реагентов, используемых для нефтеотдачи пластов, в первую очередь, эмульсии, водорастворимые полимеры и многие поверхностно-активные вещества (ПАВ), имеют ограниченную термостабильность и поэтому могут применяться только при определенных температурах, выше которых в пластовых условиях происходит их деструкция, и они необратимо утрачивают свои исходные эксплуатационные свойства. В целом диапазон изменения этого параметра для технологий увеличения нефтеотдачи находится в пределах 10 ^ 150 °С.
Пласт Ю2 имеет среднюю пластовую температуру 84 °С. Поэтому такие составы, как эмульсии, полимерные растворы и нефтеотмывающие композиции на основе ПАВ, имеющие температурный оптимум применимости в диапазонах 50-80 °С, для рассматриваемого пласта не приемлемы. Данная температура позволяет применять силикатные, осадкообразующие, термотропные и полимер-дисперсные составы МОХ МУН.
Приёмистость обрабатываемых нагнетательных скважин кардинально определяет применимость всех технологий МОХ МУН, а также возможные объёмы закачек. При выборе метода воздействия на пласт и конкретной технологии рассматривается «потенциальная приемистость» нагнетательной скважины, т.е. приемистость скважины, работающей без штуцера при давлении нагнетания, установленном на водораспределительной гребенке кустовой площадки или в системе поддержания пластового давления (ППД). Значительная часть технологий МОХ МУН включает закачку полимерных, осадко- и гелеобразующих, дисперсных, а также других составов, действие которых
приводит не только к изменению фильтрационных потоков, но и снижению приёмистости обрабатываемых скважин. Для предотвращения возможных осложнений при обработке нагнетательной скважины и сохранения режима ее работы и работы добывающих скважин на участке рекомендуемый порог минимального значения приёмистости составляет 150 м3/сут. Скважины с меньшей приёмистостью в качестве кандидатов на обработку МОХ МУН, как правило, не выбираются.
На Усть-Тегусском месторождении средняя приемистость нагнетательных скважин пласта Ю2 находится в диапазоне от 200 до 400 м3/сут. Для указанных значений приёмистостей из числа потокоотклоняющих технологий с аналогичными оптимальными значениями рассматриваемого параметра являются: силикатные, осадкообразующие, полимерные и полимер-дисперсные.
Обводненностъ участка является фактором, определяющим целесообразность реализации МУН при текущем состоянии разработки, и регламентирует применимость различных составов с учетом степени выработки объекта. Методы увеличения нефтеотдачи могут применяться как при относительно небольшой обводненности 10-50 %, так и при высокой - вплоть до 98%.
При обводненности 40-75 % технологии закачки МОХ МУН в большей мере должны быть сориентированы на стабилизацию и снижение обводненности добываемой продукции при сохранении дебитов добывающих скважин по жидкости. При обводненности продукции скважин более 95 % в качестве дополнительного воздействия может учитываться также снижение объема попутно добываемой воды.
Средняя текущая обводненность скважин пласта Ю2 составляет 70,4%. При этом 94 скважины (31,8%) работают с обводненностью от 50 до 80%, 64 скважины (21,6%) с обводненностью от 80 до 90% и 50 скважин (16,9%) - с обводненностью от 90 до 95 %. С учетом отмеченных диапазонов обводненности
продукции пласта Ю2, оптимальными технологиями применения МОХ МУН являются силикатные, осадкообразующие и полимер-дисперсные технологии. Причем для участков с максимальным обводнением 90-95% лучшими претендентами будут жесткие кольматирующие полимер-дисперсные составы.
Степень выработки от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) -регламентирует применимость "мягких'7"жестких" технологий на разных стадиях выработки объекта. При относительно низкой выработке запасов (<50 % от НИЗ) предпочтительно использовать технологии, направленные на увеличение коэффициента нефтеизвлечения и увеличение охвата пласта воздействием. Как правило, это технологии «мягкого» типа воздействия, к которым относятся технологии закачки нефтевытесняющих, эмульсионных и полимерсодержащих составов. Могут использоваться технологии более интенсивного типа воздействия, которые предполагают ограниченную кольматацию порового пространства: закачка гелеобразующих (сшитые полимерные и силикатные составы) и некоторых осадкообразующих составов.
По мере увеличения выработки запасов и увеличения обводненности добываемой продукции более 80 % следует применять технологии более «жесткого» типа, которые могут кольматировать и даже блокировать промытые интервалы и обеспечивают ВПП скважин и воздействие на удаленные зоны пласта. К таким технологиям относятся закачка силикатных, осадкообразующих и дисперсных составов. При максимальной обводненности могут использоваться композиции наиболее «жесткого» типа воздействия: различные дисперсные, полимердисперсные и полимер-дисперсно-волокнисто-наполенные составы.
Текущая выработка от начальных запасов пласта Ю2 в среднем составила 41,5 %. Наиболее вероятно, что при высокой обводненности (80-90% и более) отдельных участков залежи при такой выработке запасов произошел кинжальный прорыв нагнетаемой воды по отдельным наиболее проницаемым пропласткам. Наиболее эффективным в данных условиях будет жесткое кольматирование этих прослоев и зон продуктивного пласта, то есть применение
дисперсных или полимердисперсных составов, а при высокой приёмистости обрабатываемых скважин - полимердисперсных волокнисто-наполненных систем.
Проницаемость эксплуатируемого объекта на участке является определяющим критерием не только в выборе конкретной технологии, но и предельных условий ее применения. Последнее означает, что при выбранном типе и механизме воздействия на пласт для данной проницаемости участка будет исключен негативный вариант, когда могут произойти необратимые изменения коллекторских свойств не только отдельных интервалов пласта, но и всего вскрытого разреза нагнетательной скважины. Необходимость этого требования обусловлена тем, что многие технологии закачки МОХ МУН в той или иной степени направлены на изменение фильтрационных потоков, их перераспределение или блокирование. Поэтому применение некоторых технологий (составов) может в конкретных условиях привести к необратимой кольматации (изоляции) продуктивных интервалов пласта, включая блокирование интервала перфорации и остановку скважины. В целом технологии закачки МОХ МУН применяются практически во всем интервале проницаемостей, характерных для разрабатываемых нефтяных объектов 10-2000 мкм2 * 10-3 и более.
Коэффициент проницаемости по пласту Ю2 варьирует в широком диапазоне. Основное количество определений приходится на интервал 0,070 -0,400 мкм2, что позволяет, в принципе, применить любую из технологий МОХ МУН. И тем не менее, на участках с присутствием наиболее высокой проницаемости: 0,400-0,500 мкм2 и выше, - предпочтение следует отдать полимердисперсным или полимердисперсным волокнисто-наполненным составам.
Вывод: в результате анализа основных ГФХ пласта Ю2 для увеличения нефтеотдачи может быть рекомендовано применение жестких кольматирующих
технологий МОХ МУН с использованием вододисперсных, полимердисперсных составов, либо полимер-дисперсно-волокнисто-наполненных систем.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
Гордеев А.О., Баранов А.В., Земцов Ю.В. Эффективность физико-химических методов увеличения нефтеотдачи в Западной Сибири // Сб. научных трудов ООО «ТННЦ», вып. № 2, 2016г., С. 239-255.
Земцов Ю.В., Емельянов Э.В., Мазаев В.В., Чусовитин А.А. Инженерное проектирование малообъемных химических методов увеличения нефтеотдачи с учетом геолого-промысловых условий // Нефть Газ Новации, № 7, 2019 г., С. 3843.
