CC BY
188
УДК 622.276.6
С.Ю. Борхович, Д.К. Холмогорова, Е.А. Васильева, А.С. Яцковская
Удмуртский государственный университет,
Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, Ижевск, Россия
ТЕРМОПОЛИМЕРНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЯЗКИХ И ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
На примере Мишкинского нефтяного месторождения Удмуртии показаны высокая технологическая и экономическая эффективность технологии термополимерного воздействия по сравнению с разработкой на естественном режиме и с применением разных модификаций заводнения.
Ключевые слова: нефть, полиакриламид, термополимер, разработка, Мишкинское месторождение.
S.Y. Borhovich, D.K. Kholmogorova, E.A. Vasiljeva, A.S. Yatskovskaya
M.S. Guceriev Institute of Oil and Gas Udmurt State University,
Izhevsk, Russia
TERMOPOLYMERIC TECHNIQUES OF DEVELOPMENT OF COMPLEX STRUCTURE FIELDS WITH VISCOUS AND HIGH-VISCOSITY OIL IN CARBON-BEARING RESERVOIRS
We show high technologic and economic efficiency of technique of exposure to termopolimers comparing with development with natural drive and with various water flood on example of Mishkinskoe field.
Keywords: Oil, polyacrylamide, termopolymeric compound, development, Mishkinskoe field
Последние десятилетия развития нефтяной промышленности России характеризуются ухудшением структуры запасов нефти. Запасы нефти, приуроченные к карбонатным коллекторам с содержанием в них вязкой и высоковязкой нефти, к настоящему времени составляют в мире более 30 % от всех разведанных запасов. В России запасы нефти в таких коллекторах составляют более 50 %, а в Удмуртии - 70 %.
В этих условиях по основным месторождениям (по запасам) Удмуртии потребовались кардинальные изменения в системах и способах разработки этих объектов.
Создание принципиально новых способов заключается в обоснованном сочетании закачки загущенных полимерных растворов и программного ввода тепла в пласт. Достигается целесообразное комбинирование этих факторов в зависимости от реальных геолого-физических условий в залежах.
Начиная с 1973 г., производственное объединение «Удмуртнефть» вело освоение таких месторождений. Существующие способы и методы разработки таких месторождений на основе заводнения позволяют достигать конечного извлечения нефти не более 0,25-0,27.
Теоретическое и экспериментальное изучение механизма вытеснения нефти водой показало, что низкие текущие и конечные коэффициенты нефтеизвлечения при заводнении залежей нефти повышенной и высокой вязкости связаны прежде всего с неустойчивым продвижением водонефтяных фронтов.
Устойчивого, более равномерного продвижения водонефтяного контакта можно достичь за счет снижения отношения вязкости нефти и закачиваемого агента. Достигается это путем увеличения вязкости закачиваемой воды, загущением ее полимерными добавками.
Известно, что использование полимерных растворов для увеличения нефтеизвлечения из пластов, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости, дает хорошие результаты, если коллектор является терригенным или если это карбонатные коллекторы с небольшой их трещиноватостью.
Однако значительные запасы нефти повышенной и высокой вязкости содержатся в карбонатных коллекторах, обладающих повышенной кавернозностью и сильно развитой трещиноватостью. Применительно к Удмуртии подобного типа залежью является черепетский горизонт турнейского яруса Мишкинского месторождения (рис. 1).
Залежь нефти приурочена к пластам с трещинно-поровыми карбонатными коллекторами, содержащими нефть высокой вязкости (73,2 мПа-с) в пластовых условиях. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разновидности известняков толщиной от 0,8 до 8 м.
Рис. 1. Схема расположения участков (действующих и планируемых) по термополимерному воздействию на Мишкинском месторождении
Общая толщина залежи нефти в турнейском ярусе составляет 36 м. Проницаемость коллектора - 0,235 мкм , пористость - 16,0 %, начальная нефтенасыщенность - 88,0 %. Нефть тяжелая и высоковязкая, содержание парафина в нефти - 6 %, смол и асфальтенов - 20-25 %.
Давление составляет 9,7 МПа, газовый фактор - 7 м /т, в пластовых условиях средняя плотность нефти равна 910 кг/м3, начальные геологические запасы - 3,6. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,39, глубина залегания пласта - 1500 м.
На основе анализа разработки Мишкинского нефтяного месторождения и научных исследований создан и внедрен новый высокоэффективный комбинированный метод термополимерного воздействия (ТПВ) на залежи высоковязкой нефти с трещиновато-поровым коллектором (рис. 2, 3).
Промышленное внедрение этого метода проводится с 1976 г. на черепетском горизонте Мишкинского нефтяного месторождения Удмуртии.
Механизм нефтеизвлечения при термополимерном воздействии:
- агент воздействия - полиакриламид японского производства типа РБА-1012 и РБА-1020; вязкость водного раствора полиакриламида в поверхностных условиях разогретого до 90-95 °С (при температуре 100 °С наступает деструкция полимерного раствора) составляет 1,52,0 мПа-с; вязкость водного раствора полиакриламида при остывании (пластовая температура 32 °С) составляет 10-15 мПа-с;
- с увеличением вязкости возрастают общие гидравлические сопротивления пласта;
- снижается вязкость нефти за счет нагрева пласта;
- активизируется процесс капиллярной пропитки матрицы.
б„, тыс. т 600
500
400
300
200
100 0
i^t^i^oooo^oooo^(^o>^(^ooooo 0\ Os о\ о\ о\ 0\ 0\ 0\ 0\ 0\ о\ ооооо
Годы
Рис. 2. Сопоставление накопленной добычи нефти по опытным участкам Мишкинского месторождения: 1 -ТПВ-1 (скв. 1413);
-О- 2 - ХПВ (скв. 1411); “А- 3 - ВВ (скв. 1417); 4 - ТПВ-2 (скв. 1415)
КИН
0,50 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,5
Яо —со >/-> t--
^[^-^ООООООООООООООООООО 0\ 0\ 0s0\0\0\0\0\0\0s0\0\0's О О О О
Годы
Рис. 3. Изменение коэффициента нефтеизвлечения во времени по опытным участкам Мишкинского месторождения: 1413 - ТПВ-1; "О" 1411 - ХПВ; “Ат 1417 -ВВ
Критерии применимости метода термополимерного воздействия можно объединить в две группы.
Геолого-физические критерии:
- величина вязкости нефти в пластовых условиях (30 мПа-с и более);
- применимость термополимерного воздействия существенно зависит от проницаемости матрицы (блоков) трещиновато-порового кол-2 2
лектора: при проницаемости менее 3-10 мкм метод малоэффективен ввиду низких скоростей капиллярной пропитки блоков;
- наиболее приемлем метод для трещиновато-поровых систем;
- пластовая температура не более 95 °С;
- отсутствует подошвенная вода;
- ТПВ применим как при рядной системе расстановки скважин (внутриконтурное заводнение), так и при площадной системе;
- наилучшие результаты могут быть достигнуты, когда метод применяется с начала разработки залежи.
Технологические критерии:
1) обязательным технологическим условием успешности процесса ТПВ является обеспечение непрерывности закачки горячего полимерного раствора в расчетных объемах, а также соблюдение температурного режима;
2) полимеры для ТПВ должны сохранять свои свойства по реологии до температуры 95-100 °С;
3) раствор полимера, поступающий в пласт, не должен содержать твердых или гелеобразных частиц;
4) полимерный раствор не должен подвергаться при закачке механической деструкции, с этой целью необходимо использовать только поршневые насосы;
5) потери тепла при прохождении полимерного раствора от нагревательной печи до забоя скважины должны быть минимальными.
При проектировании технологии термополимерного воздействия существует ряд условий:
- при его применении не требуется нестандартное или специальное оборудование;
- для приготовления водных растворов полимеров используются блочные установки типа УДПП-1.5;
- для подогрева водного раствора полимера применяются печи типа ПБ-60/160;
- последовательность воздействия по данной технологии заключается в закачке сначала расчетной оторочки горячего полимерного раствора с последующим продвижением ее в глубь пласта закачкой воды;
- размер оторочки горячего полимерного раствора определяется термогидродинамическими расчетами и составляет 20-30 % порового объема продуктивного пласта;
- концентрация полимерного раствора зависит от свойств полиакриламида и связана с расчетной температурой закачки, в среднем эта величина находится в пределах 0,05-0,2 % (по сухому порошку);
- темпы нагнетания полимерного раствора определяются оптимальной скоростью фильтрации вытесняющего агента в пластовой системе и рассчитываются в технологической схеме разработки месторождения;
- процесс ТПВ должен проводиться таким образом, чтобы температура полимерного раствора на забое была выше первоначальной температуры пласта не менее чем на 20-30 °С;
- основным принципом проектирования технологии ТПВ является обеспечение высокой технологической эффективности процесса в условиях трещиновато-порового коллектора, содержащего нефть повышенной и высокой вязкости.
С целью получения достоверных данных и сравнения полученных результатов по нефтеотдаче от закачки холодного раствора ПАА, горячего раствора ПАА и обычной необработанной воды были проведены многолетние промышленные испытания на Мишкинском месторождении в Удмуртии. По своим геолого-физическим показателям Мишкинское месторождение относится к категории исключительно сложнопостроенных.
Работы начаты в 1976 г. и продолжаются до настоящего времени в соответствии с утвержденной технологической схемой. Для проведения промышленных испытаний были выбраны три равноценных участка залежи:
- термополимерное воздействие (ТПВ) осуществлялось на участке скв. 1413;
- холодное полимерное воздействие (ХПВ) - на участке скв. 1411;
- водное воздействие (ВВ) - на участке скв. 1417;
Результаты на трех участках сравнивались с показателям разработки на участках скв. 1416 и 1421, разрабатываемых на естественном режиме (ЕР) (табл. 1):
Таблица 1
Характеристика участков промышленного испытания технологии ТПВ,
ХПВ в сравнении с ВВ и ЕР
№ п/п Показатели Единица измере- ния Участок ТПВ, скв. 1413 Участок ХПВ, скв. 1411 Участок ВВ, скв. 1417 Участок ЕР, скв. 142
1 Площадь участка га 78,5 78,5 78,5 78,5
2 Запасы нефти: геологические извлекаемые млн т 1,25 0,49 1,45 0,57 1,24 0,48 1,16 0,45
3 Количество скважин: добывающих нагнетательных ед. 18 1 18 1 18 1 13
4 Сетка скважин м X м 250 х 250 250 х 250 250 х 250 250 х 250
5 Нефтенасыщенная толщина м 16,3 18,5 14,5 12,6
6 Начальное пластовое давление МПа 14,5 14,5 14,5 14,5
7 Тип коллектора Карбонантный, пористо-кавернозно-трещиноватый
8 Пористость % 16 16 16 16
9 Проницааемость мкм2 0,235 0,235 0,235 0,235
10 Коэффициент неф-теизвлечения, утвержденный ГКЗ 0,39 0,39 0,39 0,39
11 Вязкость нефти в пластовых условиях мПа • с 73,2 73,2 73,2 73,2
- концентрация ПАА для холодного полимерного и горячего полимерного растворов составляет 0,05 % (по сухому порошку японского ПАД типа РБА-1012 и РБА-1020);
- закачка осуществляется поршневыми насосами до создания полимерной оторочки в объеме 20 % от объема пор пласта участка, с последующим перемещением ее нагнетанием воды до полного завершения разработки залежи 2-3 объемов пор пласта (элемента);
- для приготовления горячего полимерного раствора используются трубные подогреватели ПТ-160/100, в качестве топлива используется газ;
- текущее нефтеизвлечение на участке ТПВ превысило утвержденную ГКЗ РФ (0,39) и составляет 0,45 от начальных балансовых запасов и 114,5 % от начальных извлекаемых запасов;
- при дальнейшей реализации запроектированной технологии ТПВ конечный коэффициент нефтеизвлечения будет значительно выше.
Примеров таких высоких результатов по КИН в карбонатных, крайне неоднородных карбонатных коллекторах с вязкими нефтями нет в практике нефтедобычи (табл. 2).
Учитывая положительные результаты полимерной технологии, в 1986 г. выбрали еще один участок в районе нагнетательной скв. 1415 (ТПВ-2). До 1986 г. этот участок разрабатывался на естественном режиме, участок расположен северо-восточнее участка ТПВ-1.
Т аб л и ц а 2
Технологические параметры разработки и полученные результаты внедрения ТПВ на первоочередном опытном участке нагнетательной скважины 1413 (ТПВ-1) черепетской залежи Мишкинского месторождения
№ п/п Параметры процесса и показатели разработки Единица измерения Число- вые значения Примечание
1 Площадь участка га 78,5 -
2 Начальные запасы нефти тыс. т 1250 —
3 Количество скважин всего В т.ч. нагнетательных, добывающих, контрольных шт. 21 1 18 2 Во внутреннем кольце - 6 В 1993 г. 2 контр. скважины переведены под нагнетание
4 Закачано рабочего агента всего В т.ч. раствора ПАА горячей воды тыс. м3 802,5 334,9 9,2 Японский ПАА марки К0А-1041; ИБ8-1012-В
5 Концентрация ПАА мас.% 0,05 -
6 Добыча нефти с начала разработки тыс.т 561,0 -
7 Текущий коэффициент извлечения нефти от НБЭ доли ед. 0,45 -
Таблица 3
Показатели разработки опытных участков турнейского яруса Мишкинского месторождения на 01.01.2009 г.
№ п/п Объект, участок разработ- ки Ввод в разработку Началь ные балансовые запасы, тыс. т Накопленная добыча нефти, тыс. т Нако- плен- ная закач- ка Р-Ра, тыс. м3 КИН, утвер- жден- ный ГКЗ, доли ед. Текущ. КИН, доли ед. Рпл, МПа К-во до- быв. Сетка скважин м X м
Начало ОПР Нагн. сква- жин
1 ТПВ-1 скв. 1413 1975 III.1976 1250 562 334,9 0,39 0,45 14,79 17 1 250 x 250
2 ТПВ-2 скв. 1415 1976 VIII.1987 970 141 266 0,39 0,080 0,42 14,51 11 1 250 x 250
3 ХПВ скв. 1411 1975 X.1977 1454 489,3 289,5 0,39 0,37 15,29 16 2 250 x 250
4 ВВ скв. 1417 1976 XI.1977 433,4 271,8 297,2 (вода) 0,39 0,27 15,13 16 1 250 x 250
5 ЕР скв. 1424 1976 451,0 98,8 53,2 (вода) 0,39 0,08 14,40 12 1 250 x 250
3
После закачки горячего раствора ПАА в объеме 265 тыс. м участок продолжает устойчиво работать, наращивая темп добычи нефти с хорошими показателями, что свидетельствует о высокой эффективности термополимерного воздействия (табл. 3).
Библиографический список
1. Желтов Ю.В., Кудинов В.И., Малофеев Г.Е. Разработка слож-нопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. - Москва-Ижевск, 2011. - 323 с.
2. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск, 2005. - 728 с.
References
1. Zheltov Y.V., Kudinov V. I., Malofeev G. E. “Development of complex structure fields with viscous and high-viscosity oil in carbon-bearing reservoirs”. - Moscow-Izhevsk, 2011. - 323 pages.
2. Kudinov V. I. Bases of oil and gas business. - Moscow-Izhevsk, 2005. - 728 pages.
Об авторах
Борхович Сергей Юрьевич (Ижевск, Россия) - заместитель директора Института нефти и газа им. М.С. Гуцериева по научной работе, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, канд. техн. наук, доцент (624000, г. Ижевск, ул. Университетская, 1, e-mail: [email protected], [email protected]).
Холмогорова Дарья Константиновна (Ижевск, Россия) - студентка специальности «Геологии нефти и газа» Института нефти и газа им. М.С. Гуцериева Удмуртского государственного университета (624000, г. Ижевск, ул. Университетская, 1, e-mail: [email protected]).
Васильева Елизавета Александровна (Ижевск, Россия) - студентка специальности «Экономика и управление на предприятиях нефтяной и газовой промышленности» Института нефти и газа им. М.С. Гуцериева Удмуртского государственного университета (624000, г. Ижевск, ул. Университетская, 1, e-mail: [email protected]).
Яцковская Анна Сергеевна (Ижевск, Россия) - студентка специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Института нефти и газа им. М.С. Гуцериева Удмуртского государственного университета (624000, г. Ижевск, ул. Университетская, 1, e-mail: [email protected]).
About the authors
Borhovich Sergey (Izhevsk, Russia) - the alternate director of M.S. Guceriev Institute of Oil and Gas on scientific work, the associate professor of development and exploitation of oil and gas deposits subdepartment, Cand.Tech.Sci., an associate professor ( bld 1, University st, Izhevsk, Russia, 624000, e-mail: [email protected], [email protected] ).
Kholmogorova Daria (Izhevsk, Russia) - student, Udmurt State University (bld 1, University st, Izhevsk, Russia, 624000, e-mail: [email protected]).
Vasiljeva Elizaveta (Izhevsk, Russia) - student, Udmurt State University (bld 1, University st, Izhevsk, Russia, 624000, e-mail: [email protected]).
Yatskovskaya Anna (Izhevsk, Russia) - student, Udmurt State University (bld 1, University st, Izhevsk, Russia, 624000, e-mail: asy30791 @rambler.ru).
Получено 7.02.2012
