20РЕЗУЛЬТАТЫ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ ВЯТСКОЙ ПЛОЩАДИ АРЛАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПОЛИМЕРНО-ГЕЛЕВОЙ ТЕХНОЛОГИЕЙ
«ТЕМПОСКРИН»
Д.А. Каушанский, В.Б. Демьяновский, А.В. Сурмаев, М.В. Сурмаев, П.Е. Толстухин, Д.Н. Звонарев, В.Н. Корякин ИПНГ РАН, ОАО «Белкамнефть», [email protected]
Вятская площадь Арланского месторождения разрабатывается с 1973 г., общий фонд скважин - около 1700 шт. С 2003 г. отношение количества действующих добывающих скважин к нагнетательным снизилось с 4,7 до 3,5. На сегодняшний день фонд добывающих скважин составляет около 700 шт., нагнетательных - более 200. Наблюдается быстрый рост обводненности (до 98%) добываемой продукции вследствие увеличения подвижности пластовых флюидов.
Территория Вятской площади расположена в восточной части Камско-Вятского артезианского бассейна, представленного толщей палеозойских отложений. Нефтеносность Вятской площади связана с отложениями нижнего и среднего карбона. Продуктивные залежи приурочены к пластам терригенной толщи нижнего карбона. Терригенные отложения бобриковского и тульского горизонтов визейского яруса нижнего карбона, представленные пластами Cil, CiII, CiIII, CiIV, CirVb, CiV, CiVI, CiVI«, характеризуются низким газосодержанием (i3-i6 м3/т) и низким давлением насыщения (82 атм).
Для проведения опытно-промышленных работ по технологии «Темпоскрин» на данной территории были предложены нагнетательная скважина 6699 со вскрытыми пластами CiIII, CiIV, CiVI и нагнетательная скважина 8730 со вскрытыми пластами CiIII, CiIV.
Пласт C1III
Пласт CiIII имеет самое широкое развитие (как коллектор) в пределах Вятской площади. Благоприятное сочетание литолого-фациальной характеристики и структурного положения выделяет его как наиболее продуктивный объект среди всех площадей и пластов терригенной толщи Арланского месторождения.
Литологически экранированная залежь 1с пласта CiIII в отличие от других пластов Вятской площади имеет сплошное поле развития коллекторов. Это единая залежь, переходящая на Николо-Берёзовскую площадь.
Коллекторы вскрыты в 1022 скважинах (90.3% от пробуренных скважин). Неколлекторы представлены в 110 скважинах (9.7%); это небольшие по размерам редкие "пятна" плотных пород. Наиболее крупные по размерам зоны плотных пород, вскрытые 10 и более скважинами, выявлены в северной и северо-западной частях площади (в районах ПРС 11, 13, 26). В западной и юго-западной частях площади наблюдается частичное экранирование плотными породами по контуру залежи. Толщины коллекторов в скважинах, приуроченных к зонам плотных пород, снижаются от 5.2 и 3.6 м до 2.0 и 0.8 м.
Водонефтяной контакт изменяется от 1188.3 до 1192.0 м. Он проведён с учётом материалов ГИС и результатов опробования. Пласт С1Ш раздельно опробован в 180 скважинах, средний начальный дебит нефти 7.3 т/сут.
Нефтенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 0 до 8.8 м, при этом число случаев нефтенасыщенных толщин в интервале 3.0-4.0 м составляет 28.9%.
Пласт С^У
Пласт С^У имеет незначительное развитие по площади. Пласт представлен коллектором в 326 скважинах (28.8% пробуренных скважин). Выделено 45 залежей нефти, 34 из которых вскрыты 1-3 скважинами.
Пласт раздельно опробован в 4 скважинах, средний начальный дебит нефти 5.8 т/сут. Нефтенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 0.6 до 6.8 м, наибольшее число случаев значений нефтенасыщенных толщин (65.5%) находится в интервале от 1.0 до 2.0 м.
Пласт С1У1
Пласт С1УГ на Вятской площади отличается по геологическому строению от вышележащих пластов, т.к. имеет наиболее сложную литолого-фациальную характеристику. Этот пласт является вторым по объему геологических запасов нефти и характеризуется наиболее эффективными толщинами и высокой неоднородностью по площади.
Коллекторы вскрыты в 1001 скважине (88.6% пробуренных скважин), из них нефтяные коллекторы составляют 23.8%, водонефтяные 38.1%, водоносные 38.1%. Пласт С1УГ представлен неколлекторами в 129 скважинах (11.4% пробуренных скважин). Вскрыто 15 залежей нефти. Наиболее крупные залежи - 1с (нефтяная зона вскрыта 227
скважинами, водонефтяная - 14), 15 (водонефтяная зона вскрыта 22 скважинами). В остальных залежах коллекторы пласта С1УГ, в основном, нефтеводонасыщенны.
Положение водонефтяного контакта по залежам пласта С1УГ изменяется от 1188.5 (залежь 5 на северо-западе площади) до 1201.0 м (залежь 3 на севере площади). По остальным залежам ВНК изменяются от 1191.0 (залежь 11 с) до 1196.0 м (залежь 9).
В пределах площади отмечается весьма значительное колебание значений общих толщин коллекторов (от 0 до 32.4 м). Зона увеличенных толщин коллекторов в виде узкой полосы прослеживается в юго-западной и западной частях площади. Эта зона граничит с большой по размерам и сложной по конфигурации зоной отсутствия коллекторов.
Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 25.0 м. Наблюдается резкое колебание их по площади. В центральной и восточной частях площади преобладают толщины коллекторов в основном менее 6 м (редко 8 м), разделённые зонами плотных пород и зонами, где коллекторы водонасыщенны. В северо-западной и юго-западной частях площади выделяются два высокопродуктивных участка (залежь 1с), где нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 25 м. Распределение нефтенасыщенных толщин пласта С1УГ показало, что число случаев нефтенасыщенных толщин от 0 до 8 м составляет 80.4%, большая часть нефтенасыщенных толщин (27.3%) заключена в интервале от 2.0 до 4.0 м.
Пласт С1УГ бобриковского и радаевского горизонтов сложен преимущественно мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми алевролитами.
Раздельно пласт опробован в 184 скважинах, начальный средний дебит нефти 24.9
т/сут.
Сводная геолого-физическая характеристика объектов разработки Вятской площади приведена в табл. 1. Коэффициент расчлененности пласта С1ГГГ - 1.1, С1ГУ - 1 и С1УГ -1.82.
Свойства и состав пластовых вод, применяемых при закачке, приведены в табл. 2.
Следует иметь в виду, что содержание количества ионов значительно и возможно выпадение осадка - сульфата кальция (СаSO4).
Анализ данных показал, что, несмотря на соседство с нагнетательными скважинами (около 250 м), реакция на закачку многих добывающих скважин незначительна. Это явление объясняется низкой подвижностью воды в кавернозно-поровом нефтенасыщенном коллекторе.
В связи с осложненными условиями эксплуатации данного месторождения авторы считают целесообразным в целях увеличения нефтеотдачи рассмотреть возможность использования на нем технологии физико-химического воздействия на продуктивные пласты полимерно-гелевой системой «Темпоскрин».
Реагент «Темпоскрин» - порошок светло-жёлтого цвета. При смешении с водой образует гидрогели. Малочувствителен к воздействию солей и стойкий к деградации в пластовых условиях. Не содержит сшивающих примесей, солей тяжёлых металлов и других вредных компонентов, что делает его применение экологически безопасным.
Таблица 1
Сводная геолого-физическая характеристика объектов разработки
Вятской площади_
Параметры ТТНК
Средняя глубина залегания а.о., м -1155
Тип залежей структурно-литологические
Тип коллектора поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2 144346
Средняя общая толщина, м 21
Средняя нефтенасыщенная толщина, м 5.9
Коэффициент пористости, доли ед. 0.223
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед. 0.875
Проницаемость по керну, мД 715
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0.825
Начальная пластовая температура, °С 24
Начальное пластовое давление, МПа 14
Давление насыщения нефти газом, МПа 8.2
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с 24.2
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 0.882
Газосодержание нефти, м3/т 16.4
Содержание в нефти, % вес.
смол и асфальтенов 24.9
серы 2.53
парафина 3.44
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа-с 1.6
Плотность воды в пластовых условиях, т/м 1.181
Коэффициент вытеснения, доли ед. 0.692
Особенностью применяемой ПГС «Темпоскрин» является ее способность избирательно воздействовать на пласты с различными коллекторскими свойствами и в первую очередь проникать в высокопористые и более проницаемые прослои и изолировать их.
Таблица 2
Свойства и состав пластовых вод пластов ТТНК Вятской площади (по результатам анализа вод Визейского терригенного водоносного комплекса)
Параметры Диапазон значений Среднее значение
Плотность воды, кг/м3 1170-1184 1181
Вязкость в условиях пласта, мПас - 1.6
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа * 10-4 - 2.6
Химический состав вод, мг/л
Ш+ + К+ 38.9-117.5 89.08
Са+2 8.8-18.0 10.99
Mg+2 1.5-5.96 3.27
С1 - 144.7-218.1 166.2
НСОз- 0.02-0.61 0.14
SO4-2 0.09-1.59 0.76
Вг - 165-348 274
и + 2-5.6 3.1
Sr +2 144-341 250
Общая минерализация, г/л 224.3-354.8 271.8
Водородный показатель, рН 6.5-7.5 6.95
Химический тип воды Хлоридно-кальциевый
При воздействии на пласт ПГС «Темпоскрин» происходит выравнивание профиля приемистости в разрезах нагнетательных скважин и изоляция обводнённых пластов, что приводит к вовлечению в разработку застойных зон и пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами. Реагент «Темпоскрин», применяемый для увеличения нефтеотдачи пласта в условиях Вятской площади Арланского месторождения, представляет собой модернизированный гелеобразующий состав, более стойкий к повышенной минерализации воды и пригодный для использования при температурах вплоть до 85 °С.
Технология воздействия на пласты заключается в последовательном нагнетании в скважины заданных объёмов реагента определённой концентрации и в продавливании его
порциями воды. В условиях Вятской площади Арланского месторождения были испытаны два способа применения реагента.
Выбор участков проведения опытных работ осуществлялся исходя из следующих условий:
• для эксперимента подбирались участки месторождения с высокой обводненностью получаемой продукции (более 70-80%);
• для успешной закачки реагента выбирались нагнетательные скважины, обладающие высокой приемистостью;
• для проведения эксперимента подбирались скважины, в разрезах которых продуктивный горизонт присутствует в достаточном объеме и представлен прослоями с различными коллекторскими свойствами.
Выполнение этих условий позволило в дальнейшем объективно оценить возможности избирательного воздействия данного реагента при обработке им разрезов скважин.
Для исключения влияния посторонних гидродинамических воздействий выбираемый участок должен быть обособлен от других нагнетательных скважин.
Таким образом, с одной стороны, обводнение скважин вероятно за счет выработки нижнего продуктивного пласта; с другой стороны, высокой обводненности продукции может быть опережающее обводнение по верхнему пласту, происходящее по пластам с лучшими коллекторскими свойствами.
Закачка в нагнетательные скважины №6699, №8730 ПГС «Темпоскрин» была произведена в соответствии с программой работ, утвержденной главным геологом ОАО «Белкамнефть» в июле 2009 г.
Геолого-технические характеристики скважин выбранных участков представлены в табл. 3 (для нагнетательных скважин) и в табл. 4 (для добывающих - реагирующих скважин).
Таблица 3
Геолого-технические характеристики нагнетательных скважин участков работ
НГДУ-1 ОАО «Белкамнефть»
№ п/п № скв. Пласт Интервал перфорации, м Перфорированная мощность, м Приемистос ть, м /сут, атмосфер
1 6699 Вятская площадь 1305.2-1310.8 1316.0-1320.4 1325.2-1326.4 1328.0-1330.8 13.4 5 - с ап, 4.4 - са^ {1.2 и 2.8} - 600 Рб=140
2 8730 Вятская площадь 1271.2-1275.4 сап 1282.2-1284.2 С11У 6 4 - С1Ш, 2 - С^ 170 Рб=120
Таблица 4
Технологический режим работы добывающих скважин в зоне реагирования
№ № скв. Пласт Дебит нефти, т/сут Дебит жидкости, м3/сут Содержание воды, %
Участок нагнетательной скважины 6699
1 6675 Вятская пл. 0,8 207,3 99,5
2 21 << 11,3 281,9 95,5
3 6419 << 8,6 34,8 72,3
4 6720 << 6,7 65,5 69,4
5 6719 << 10,9 222,5 94,5
6 6676 << 8,7 254,8 96,2
7 6700 << 5,5 23,3 73,5
8 9988 << 11,7 54,1 75,8
Участок нагнетательной скважины 8730
11 8773 << 3,3 49,0 92,5
12 8772 << 13,3 53,7 72,4
13 8731 << 2,6 110,8 97,4
14 8150 << 11,3 237,6 94,7
15 8723 << 5,5 100,8 93,9
16 8765 << 4,8 27,3 80,1
Целью настоящих опытно-промышленных работ является:
1) снижение обводненности добываемой продукции, изменение профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличение добычи нефти на объектах ОАО «Белкамнефть»;
2) освоение технологии приготовления и закачки ПГС «Темпоскрин», в том числе при использовании пластовой воды при закачке в пласт, определение параметров процесса, уточнение методики расчета технико-экономической эффективности предлагаемой технологии;
3) выявление неблагоприятных факторов (технологических, природных и геологических), ограничивающих возможности метода и снижающих его эффективность;
4) выработка практических рекомендаций по дальнейшему внедрению технологии на объектах ОАО «Белкамнефть».
Для проведения опытно-промышленных работ в 2009 г. ОАО «Белкамнефть» совместно с ООО НТС «Атомбиотех» были выбраны под закачку нагнетательные скважины №6699 и 8730 по объектам С1Ш и С^1. На рис. 1 и 2 показаны схемы расположения участков данных скважин.
Рис. 1. Окружение нагнетательной скв. № 6699
Рис. 2. Окружение нагнетательной скв. № 8730
Для прогноза базового варианта использовали методики, в которых проводится аппроксимация фактических показателей уравнениями функциональных зависимостей таких переменных, как текущие или накопленные показатели добычи нефти и жидкости, обводненность продукции и т.п. Как правило, эти зависимости представляют собой
уравнения линейной регрессии в той или иной специально выбранной системе координат, а коэффициенты этих уравнений являются определяемыми параметрами.
При расчете технологической эффективности воздействия были использованы известные методы определения дополнительной добычи нефти, получаемой за счет производимых воздействий на пласт. К группе таких методов относятся расчеты по характеристикам вытеснения.
Метод определения технологической эффективности по кривым вытеснения заключается в сравнении фактической добычи нефти и ее прогнозируемого уровня, который мог быть достигнут в случае продолжения эксплуатации месторождения в прежнем режиме, т.е. без дополнительного воздействия. Поэтому определения вероятных уровней добычи при сохранении неизменных условий эксплуатации осуществляются на основе экстраполяции прямолинейных участков кривых вытеснения.
Предпочтение было отдано методике, в которой такое влияние изменения режимов работ скважин малосущественно. Это зависимость накопленной добычи нефти ^ж). Можно считать, что в данной зависимости в основном учитываются фильтрационные свойства дренируемой части пласта.
За базу приняты показатели добычи жидкостей за 6 месяцев, предшествовавших закачке реагента «Темпоскрин».
Поскольку криволинейные участки характеристик вытеснения неудобны для экстраполяции, для их «выравнивания» применяются различные формулы. Для расчетов были использованы наиболее распространенные зависимости следующих пяти видов:
б = А + В • (1), а = А + 1= (2),
& = А+А (3) бж=а+В • а (4),
а бж 1Л
& • бж = А + В • 1п^ (5).
Прирост добычи связан с тем, что взаимодействие ПГС «Темпоскрин» с породой представляет собой сложный многофакторный процесс и вытеснение дополнительной нефти из пласта под влиянием такого воздействия происходит как за счет увеличения охвата пласта воздействием и вовлечения в разработку дополнительных, ранее не
охваченных частей пластового резервуара, так и за счет повышения нефтеотдачи пласта в связи с реологическими и физико-химическими свойствами «Темпоскрина».
Практически все скважины начинают реагировать сразу после проведения закачки. Увеличение добычи нефти прослеживается в течение 2-4 мес., при этом наблюдается уменьшение и стабилизация обводненности. Дополнительная добыча нефти по характеристикам вытеснения - 1412 т (по состоянию на 01.01.2010 г.). Также происходит снижение отборов попутной воды, которое составило на ту же дату 6450 т.
Технологический эффект для участков нагнетательных скважин №6699 и 8730, обработанных реагентом «Темпоскрин», показан на рис. 3-6 (см. Приложение).
На рис. 7 (см. Приложение) графически изображено изменение ключевых показателей разработки для участка нагнетательной скважины №6699. Наибольший технологический эффект был достигнут в окружении этой скважины за счет дополнительно добытой нефти.
В сентябре 2009 г. в две скважины Вятской площади Арланского месторождения было закачано 3 т (в сухом виде) реагента «Темпоскрин». Общий технологический эффект за 5 месяцев составил 1412 т дополнительно добытой нефти. Ориентировочная оценка экономической эффективности показала, что на каждый рубль затрат прибыль составляет 26 рублей.
Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что в условиях Вятской площади Арланского месторождения, осложненных высокой минерализацией воды, технология физико-химического воздействия полимерно-гелевых систем «Темпоскрин» является эффективным методом увеличения нефтеотдачи, стабилизации и уменьшения обводненности добываемой продукции.
ПРИЛОЖЕНИЕ
1500
1450
1400
1350
1300
1250
1200
1150
1100
1050
,и 1000
т * 950
н 900
а ач 850
ы б 800
о д 750
яа 700
н н 650
е 600
лпок 550
каН 500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
12 3 4
Накопленная добыча жидкости, тыс.т.
Рис. 3. Скв. № 6700 (нагнетательная № 6699)
- Прогноз
- Факт
4400 4200 4000 3800 3600 3400 3200 3000 2800 2600 2400 2200 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0
Накопленная добыча жидкости, тыс.т.
Рис. 4. Скв. № 8988 (нагнетательная № 6699)
- Прогноз
- Факт
0
6
0
2
4
6
8
Накопленная добыча жидкости, тыс.т.
Рис. 5. Скв. № 8731 (нагнетательная № 8730)
Рис. 6. Скв. № 8773 (нагнетательная № 8730)
Показатели добычи нефти и обводненности на участке нагнетательной скв. № 6699 до и после обработки ПГС
"Темпоскрин"
время, мес
П,% * нефть
Рис. 7. Показатели добычи нефти и обводненности на участке нагнетательной скв. №6699 до и после
обработки ПГС «Темпоскрин»
