Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор существующих потокоотклоняющих технологий повышения нефтеотдачи пластов 9
Выводы , 36
2 Геолого-физические особенности и состояние разработки пласта БВ6 аманьского участка залежи покачевского нефтяного месторождения 38
2.1 Общие сведения о месторождении 38
2.2 Особенности геологического строения 39
2.3 Состояние разработки Аманьского участка пласта БВб Покачевского месторождения 51
2.3.1 Краткая геологическая характеристика объекта 51
2.3.2 Состояние разработки объекта 57
Выводы 67
3 Лабораторные исследования по обоснованию параметров композиций на основе метилцеллюлозы и карбамида в условиях охлажденных пластов 70
3.1 Обоснование параметров композиций на основе метилцеллюлозы и карбамида 70
3.2 Исследования физико-химических и фильтрационных характеристик гелеобразующих составов и гелей на основе метилцеллюлозы и карбамида при их воздействии на нагнетательные и добывающие скважины с целью ограничения водопритока 82
Выводы 106
4 Результаты промыслового испытания и внедрения термотропных гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пласта бвб аманьского участка залежи покачевского месторождения 108
4.1 Общие положения метода повышения нефтеотдачи с применением гелеобразующего состава МЕТКА 108
4.1.1 Технология применения ГОС МЕТКА 111
4.1.2 Способы растворения метилцеллюлозы и приготовления композиций МЕТКА 113
4.1.3 Технология приготовления гелеобразующих составов МЕТКА 114
4.1.3.1 Приготовление гелеобразующих составов 1, 2 (таблица 4.2) 114
4.1.3.2 Приготовления составов 3,4 (таблица 4.2) 114
4.1.4 Технические средства, необходимые для осуществления технологического процесса 115
4.1.5 Материалы, необходимые для осуществления технологического процесса 115
4.1.6 Контроль за процессом полимерного воздействия 117
4.2 Разработка передвижной установки для приготовления гелеобразующих растворов 119
4.3 Этапы эволюции технологии ГОС МЕТКА и технологические схемы производства работ 124
4.3.1 1этап. Опытно-промысловое испытание технологии 126
4.3.2 II этап. Опытно-промышленные работы 131
4.3.3 III этап. Промышленное внедрение 133
4.4 Анализ результатов, оценка технологических и экономических показателей эффективности 134
Выводы 153
Основные выводы и рекомендации 155
Приложения 156
- Краткая геологическая характеристика объекта
- Обоснование параметров композиций на основе метилцеллюлозы и карбамида
- Общие положения метода повышения нефтеотдачи с применением гелеобразующего состава МЕТКА
- Разработка передвижной установки для приготовления гелеобразующих растворов
Введение к работе
Актуальность темы.
Текущее состояние разработки многих, длительно эксплуатируемых нефтяных месторождений России характеризуется прогрессирующим ростом обводненности добываемой продукции (до 80 - 98 %) и снижением темпов отбора нефти. Это - результат интенсивной выработки запасов большинства крупных высокопродуктивных месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки. Наряду с этим всё более устойчиво проявляет себя тенденция увеличения доли трудноизвлекаемых запасов нефти из низкопроницаемых коллекторов с неблагоприятными геолого-физическими характеристиками. В результате в настоящее время более 50 % запасов нефти остаются неизвлеченными.
Актуальность проблемы увеличения нефтеотдачи при существующем в настоящее время дефиците прироста балансовых запасов является очевидной, особенно для месторождений Западной Сибири, где удельный вес трудноизвлекаемых запасов составляет порядка 60 %, которые приурочены к низкопроницаемым и неоднородным пластам.
Успешная доразработка остаточных запасов нефти в настоящее время должна базироваться, прежде всего, на детальной диагностике природных и технологических составляющих нефтегазогеологической техноприродной системы, выявлении её "дефектов" и на этой основе подбора соответствующей технологии либо комплекса технологий, позволяющих устранять их и выводить рассматриваемую систему в новое качественное состояние, соответствующее решению задачи максимального извлечения нефти из недр.
Поэтому важное значение приобретает разработка, испытание, внедрение новых и совершенствование традиционных "старых" технологий, направленных на увеличеіше коэффициента нефтеизвлечения и снижение объемов попутно добываемой воды.
Одними из основных методов повышения нефтеотдачи разрабатываемых с заводнением пластов являются физико-химические методы, основанные иа создании повышенных фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемых промытых пропластках и зонах продуктивного пласта с применением различных іслассов природных и синтетических водорастворимых полимеров.
Цель диссертационной работы.
Разработка и совершенствование технологии регулирования заводнения неоднородных по проницаемости пластов с применением термотропных гелеобразующих составов на основе водной системы метилцеллюлоза (МЦ) - карбамид (технология ГОС МЕТКА) для геолого-физических условий Покачевского месторождения.
Основные задачи исследований.
1. Анализ современных технологий увеличения нефтеотдачи пластов и обоснование направлений их совершенствования.
2. Исследования физико-химических и фильтрационных характеристик композиций на основе эфиров целлюлозы и карбамида.
3. Адаптация разрабатываемых составов применительно к геолого-физическим условиям Покачевского нефтяного месторождения и разработка технологии увеличения нефтеотдачи пластов на основе термотропных гелеобразующих составов.
4. Разработка специализированного оборудования для реализации технологии увеличения нефтеотдачи с применением термотропных гелеобразующих композиций.
5. Испытание и внедрение разработанных технологий и техники для различных горно-геологических и геолого-физических условий разработки месторождений.
Методы исследований.
1. Лабораторные, аналитические и промысловые исследования.
Научная новизна работы.
1. Установлено, что добавление в состав электролитов (NaCl, КО, СаСЬ, MgCb, NH4CI и др.) снижает температуру гелеобразования вообще и в большей степени -по мере увеличения концентрации солей в электролитах; добавление неэлектролитов (спирты этиловый, изопропиловый, тиомочевина и др.) - увеличивает температуру гелеобразования. На основе выявленных зависимостей разработан графический способ выбора параметров гелеобразующей композиции.
2. Впервые обоснована зона установки гелевого экрана в охлажденных пластах групп АВ и БВ Покачевского месторождения с использованием математической модели расчета поля температур нефтяного пласта.
3. Впервые разработано техническое средство, повышающее качество приготовления термотропньж гелеобразующих составов и, в целом, - эффективность применения разработанной автором технологии увеличения нефтеотдачи пластов.
Основные защищаемые положения.
1. Концепция выбора термотропных гелеобразующих композиций с гибким регулированием кинетики гелеобразования и фильтрационных характеристик гидрогелей.
2. Закономерности изменения показателей подвижности, скорости фильтрации и коэффициента вытеснения нефти в двухслойной модели пласта с различной проницаемостью (0,229 и 4,676 мкм ) в результате установки гелевого блокад-экрана.
3. Разработанный термотропный гелеобразующий состав и на его основе технология увеличения нефтеотдачи пластов (патент РФ №2131971).
4. Технико-технологическое обоснование и разработка оборудования, обеспечивающего реализацию технологии в широком диапазоне концентраций полимера с гибким регулированием производительности насосного оборудования (свидетельство РФ на полезную модель № 17563).
Практическая ценность и реализация работы.
1. Разработаны новые составы структурообразующих термообратимых композиций на основе эфиров целлюлозы с гибким регулированием кинетики гелеобразования.
2. Показано, что технологии увеличения нефтеотдачи с применением термотропных гелей и кислотных поверхностно-активных составов (КПАС) (ГОС МЕТКА, КПАСН-МЕТКА) обеспечивали высокую технологическую эффективность при промышленном внедрении на Покачевском месторождении. В перспективе эти технологии могут успешно применяться на указанном и аналогичных по геолого-физическим характеристикам объектах разработки месторождений Западной Сибири.
3. Разработаны технологии увеличения нефтеотдачи с применением термотропных гелей, реализация которых в процессе 57 скважино-обработок, в том числе 49 скв. обр. - МЕТКА и 8 скв. обр. - КПАС+МЕТКА на Аманьском участке Покачевского месторождения в 1996-2003 г.г. обеспечила дополнительную добычу 93 192 т нефти при удельной эффективности: МЕТКА - 1 346 т/скв. обр., 148 т/т реагента; КПАС+МЕТКА -3 406 т/скв. обр., 160 т/т реагента. В целом по Покачевскому месторождению выполнено 76 скважино-обработок по технологии МЕТКА (включая 11 скважино-обработок КПАС+МЕТКА), дополнительная добыча нефти за 1996-2004 г.г. составила 107 228 т при удельной эффективности: МЕТКА - 1 151 т/скв. обр., 108 т/т реагента; КПАС+МЕТКА -2 946 т/скв. обр., 142 т/т реагента.
4. Составлены и введены в действие три руководящих документа по практическому использованию разработанных автором технологий увеличения нефтеотдачи пластов.
5. Разработана и внедрена передвижная установка приготовления гелеобразующих растворов метилцеллголозы.
Апробация работы.
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на II, III, VIII международных научно-производственных конференциях "Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов", г. Самара (1998, 1999, 2004 г.г.), на совещании Главного Управления по обеспечению добычи нефти и газа ОАО "ЛУКОЙЛ", г. Москва (2003 г.), на V международной конференции "Химия нефти и газа", г. Томск (2003 г.), на совещании Главного Управления по обеспечению добычи нефти и газа ОАО "ЛУКОЙЛ", г. Москва (2004 г.), на III всероссийской научно-практической конференции "Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа", г. Томск (2004 г.), НТС ОАО "Ойл Технолоджи Оверсиз".
Публикации.
По теме диссертационной работы опубликовано 18 печатных работ, в том числе 7 научных статей, 4 тезиса докладов на научно-технических конференциях, 3 руководящих документа, 3 патента на изобретение и 1 свидетельство на полезную модель.
Диссертационная работа является обобщением исследований автора результатов лабораторных исследований автора и коллектива соавторов - сотрудников Института химии нефти СО РАН (г. Томск) и Инженерно-технологического центра ОАО "Ойл Технолоджи Оверсиз" (г. Самара), на основе которых разработана и внедрена в 1996-2004 г.г. новая технология ГОС МЕТКА с использованием специально разработанного оборудования для приготовления и закачки гелеобразующих составов. В основных работах, иаписанньк в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит общее руководство, постановка задач исследований, разработка основ новых технологий, выбор объектов, анализ результатов испытаний и внедрения, оценка технологической и экономической эффективности потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи терригеиного пласта БВе Покачевского месторождения с применением полимердисперсных, термотропных и других гелеобразующих составов.
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов и списка использованных источников. Содержит 173 страницы машинописного текста, 45 рисунков, 30 таблиц, 113 библиографических ссылок.
Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н. Уметбаеву В.Г., д.х.н. Хисаевой Д.А., директору ИХН СО РАН д.т.н. Алтуниной Л.К., заведующему лабораторией фильтрационных исследований и повышения нефтеотдачи пластов ОАО Типровостокнефть" Перунову В.П., ведущему научному сотруднику ОАО "Гипровостокнефть", к.т.н. Солякову Ю.В., директору ИТЦ ОАО "Ойл Технолоджи Оверсиз", к.т.н. Румянцевой Е.А. и лично Акимову Н.И., Кравцову М.Ф., Шарипову Р.Ш., Абрамову В.Н., заместителю генерального директора ТПП "Покачевнефтегаз" по геологии Хасанову А.Л., начальнику отдела ПНП ТПП "Покачевнефтегаз" Ярмоленко О.А., заместителю начальника отдела ПНП ТПП "Покачевнефтегаз" Тумма И.В., главному геологу Покачевского филиала ОАО "Ойл Технолоджи Оверсиз" Ильину И.А. за помощь в процессе работы над диссертацией.
Краткая геологическая характеристика объекта
В разрезе пласта БВі выделяются 4-6 прослоев, реже 2-3. Из них 2-4 прослоя толщиной более четырех метров. В единичных скважинах встречаются монолиты толщиной до 20 м. Нефтенасыщены, как правило, два-три пропластка толщиной от 0,4-1,6 м до 2,8-3,6 м. В залежи западного купола (район скважины 14р) выделяется пропласток БВ] и собственно пласт БВь В своде западного купола залежь имеет размеры 1,1x1,0 км, высотой от 8 до 12 м. ВНІС отбивается на отметке -2025 -2030 м. Запасы нефти по категории Сг - балансовые - 251, извлекаемые -15 тыс. т. В пропластке БВі размер залежи 1,1x1,5 км. При опробовании скважины 14р получен приток безводной нефти дебитом 57 м3/сут на 8-мм штуцере. Собственно пласт БВі имеет размер залежи с запада на восток от 0,6 до 1,6 км, с юга на север от 0,6 до 1,9 км. Песчанистость разреза - 0,65 д. ед., нефтенасыщенная толщина 2,8-11,2 м. Залежи нефти пласта БВг обнаружены при бурении на центральном поднятии, приурочены к 2 куполам, осложняющим сводовую часть поднятия. Залежи пластовые, массивные. Залежь западного купола размером 1,5x0,8 км, высота - до 12м. ВНК принят на отметке -2065 -2072 м. Запасы по категории С 2 составляют 151 тыс. т собственно балансовые и извлекаемые. Пласт БВ2 вскрыт на глубине 2120 - 2140 м, общая толщина от 1,4 - 3,6 м до 4,2 -16,6 м. Кровля пласта БВе вскрыта на глубине 2265 - 2320 м, общая толщина 10,8 - 20 м, песчанистость 0,59 д. ед. Пласт продуктивен на всех 5 поднятиях. Залелш пласта сводовые, северная - массивная. Залежь центрального поднятия полосой протягивается с запада на восток на 13 км, при ширине от 3 до 1,5 км, расширяется в средней части до 5 км. ВНК принята на восточной полосе на отметке -2235 -2243 м, на западной - до -2250 м. Высота залежи от 20 до 35 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина составляет 2,4 - 8,8 м. Запасы нефти по категории B+Ci: 18 085 и 9 404 тыс. т собственно балансовые и извлекаемые. Центральное поднятие осложнено на западе купола, к своду приурочены залежи нефти размером 4,0x1,5 км. ВНК принят на отметке -2251 м, высота от 5 до 8 м. Запасы нефти: 1 206 и 627 тыс. т соответственно балансовые и извлекаемые по категории Сі и 809 и 421 тыс. т, соответственно, по категории Сг Восточная залежь простирается с северо-запада на юго-восток на 8 км при ширине 4 км. ВНК отбит на отметке -2245, высота до 43 м, суммарная нефтенасыщенная толщина до 4,6 м. Запасы по категории A+B+Ci: начальные балансовые 24 057, извлекаемые 12 510 тыс. т. Залежь северного поднятия небольших размеров 2,2x1,2 км. ВНК принят на отметке -2260 м, высота до 5 м. Запасы по категории Сг: балансовые - 161, извлекаемые — 84 тыс. т. Юго-восточная залежь имеет размеры 6,0x2,3 км с небольшим расширением в середине. ВНК отбивается на отметке -2242 м, высота около 20 м. Начальные балансовые запасы 3 446, извлекаемые 1 792 тыс. т по категории С;, 4 484 и 2 332 тыс. т по категории Сг, соответственно. Залежь южного поднятия размером 7,5x4,0 км. ВНК принят на отметке -2245 м, высота - до 10 м. Пласт залегает на глубине 2300 м, общая толщина разреза 4,2 м, песчанистость 0,81 д. ед., средневзвешенная нефтенасыщенная толщина-4,1 м. Запасы по категории Сі - балансовые 12 499, извлекаемые 5 000 тыс. т. На восточной части центрального поднятия при испытании пласта БВ7 получен приток безводной нефти. Залежь тянется в субширотном направлении с запада на восток на 5,5 км при ширине 1,5 км, высотой до 10 м. ВНК отбивается на отметке -2305 м. Запасы по категории Сі: балансовые 2 000, извлекаемые 1 000 тыс. т; по С2: столько лее соответственно. Пласт БВ? вскрыт на глубине 2365 м, нефтенасыщенная толщина 4,2 м. Залежь пока не подтверждена, кроме как в разведочной скважине, хотя ближайшие эксплуатационные скважины расположены от нее 300 - 350 м. На юге восточного поднятия залежь вытянута с севера на юг на 3,5 км при ширине 1,5-2,2 км, высотой до 15 м. ВНК отбит на отметке -2310 м. Пласт представлен двумя пропластками общей толщиной 6,2 м. Верхние прослои залегают на глубине 2355 м. Запасы по категории Q: балансовые 1 950, извлекаемые 974 тыс. т; по категории Сг в тех же объемах. Пласт БВя нефтенасьнцен на центральном, восточном, южном и северном поднятиях. Иа первых трех выделяется единая залежь. ВНК принят на отметке —2245 -2250 м. На северном поднятии ВНК отбит на отметке -2365 м. Залежь пластовая, сводовая; северная - массивная, восточная - литологически экранированная с востока. Кровля пласта вскрыта на глубине 2360 - 2415 м. Общая толщина пласта 22,5 м, песчанистость 0,40 д. ед. Наибольшая нефтенасыщенная толщина отмечается на центральном поднятии. Нефтенасыщены общие монолитные пласты, иа восточном поднятии - тонкое переслаивание. Центральная залежь простирается с запада на восток на 16 км, при изменении ширины в этом направлении от 3 до 2-4 км, с расширением в средней части до 10 км. Высота залежи 50 м. Залежь восточного поднятия расположена с севера на юг на расстоянии 10,5 км, шириной от 3,5 до 4,0 км, в средней части - до 5,0 км. Высота - до 40 м. Запасы по категории А+В+Сі (по центральной В+С]): балансовые 87 527, извлекаемые 48 139 тыс. т; по категории Сг. 1 683 и 925 тыс. т, соответственно. Залежь северного поднятия имеет размеры 3,5x1,5 км, высотой до 10 м. Запасы по категории Сі: балансовые 776, извлекаемые 427 тыс. т; по категории Сг: 434 и 238 тыс. т, соответственно. Пласт БВю нефтенасыщен только в южном поднятии. Залежь пластовая, литологически ограниченная с севера размером 3,5x2,0 км, вскрыта на глубине 2490 м. ВНК отбит на отметке -2442 м, высота залежи до 12 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 2,8 м. Запасы нефти определены по категории С2: балансовые 1 442, извлекаемые 577 тыс. т. В разрезе пласта БВц о (ачимовская пачка) по промысловым геофизическим данным на востоке центрального поднятия нефтенасыщенная толщина составляет 1,6 м, нижняя часть представлена глинами. На восточном поднятии - обратная картина, нефтенасыщенные прослои толщиной 1,0 - 5,8 м. Запасы этих залежей не определялись. Залежь пластовая, сводовая, литологическая с запада, размером 7,0x2,5 км. ВНК принят на отметке -2645 м, высотой -25 м. Запасы нефти по категории Сг: балансовые 2 526, извлекаемые 681 тыс. т. Продуктивный пласт ЮВі установлен на центральном, восточном, северном и южном поднятиях. Характерными особеиностями тектонического строения структуры является осложненное строение плана по краям пласта отдельными куполами. Залелсь приурочена к сводам куполов, которые по типу: пластовые, сводовые на южном и центральном поднятиях и пластовые, массивные на восточном, северном и центральном поднятиях. Пласт вскрыт на глубине 2695 - 2735 м, общая толщина 15,8 м, песчанистость 0,55 д. ед., средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 4,8 м. В представленном центральном поднятии - 5 залежей. Залежь западного купола, размером 3,5x3,0 км, ВНК отбит отметкой -2671 м, высота до 12 м. Запасы по категории Сь балансовые 1 128, извлекаемые 384 тыс. т, по категории Сг: 1 650 и 651 тыс. т, соответственно. Юго-Западная залежь вытянута в субширотном направлении на 3,8 км при ширине 1-5 км. ВНК принят на отметке -2645 м, высота залежи до 10 м. Запасы нефти по С]-, балансовые 947, извлекаемые 322 тыс. т. Восточная залежь центрального поднятия размером 4x3 км, ВНК на отметке -2662 м, высота до 28 м. Запасы по категории Су. балансовые 5 167, извлекаемые 1 757 тыс.
Обоснование параметров композиций на основе метилцеллюлозы и карбамида
Затем, в течение трех лет (1992 - 1994 г.г.), данный участок разрабатывался без применения технологий физико-химического воздействия на пласт. За этот период показатель годовой добычи нефти снизился в два раза (431 тыс. т- 215 тыс. т).
В 1995 году были испытаны два полимердисперсных состава (ПДС): 1) На основе ила водоочистных сооружений и полиакриламида марки CS-141 (Ил+ПАА); 2) С использованием бентонитового глииопорошка и полиакриламида. Эти испытания проводились на двух участках: первый участок - район нагнетательной скважины № 2592 (май 1995 года), второй участок - район нагнетательных скважин №№ 2552,2571, 2580 (август 1995 года). Технологическая эффективность от реализации данных вариантов на указанных участках составила соответственно в 1995 году 1,325 тыс. т, 0,845 тыс. т и в 1996 году (с учетом переходящего эффекта) 5,400 тыс, т, 7,600 тыс. т дополнительно добытой нефти (см. приложение 2, акт № 1). С 1996 по 2002 г.г. на Аманьском участке пласта БВб Покачевского месторождения внедрялась технология ГОС МЕТКА. Эта технология основана иа применении неорганических гелей на основе метилцеллюлозы и карбамида (мочевины) для выравнивания проницаемостнои неоднородности в нагнетательных скважинах с целью увеличения охвата пласта закачиваемой водой.
Анализ данных рис. 2.10 показывает, что в течение последующих лет сначала наблюдалась стабилизация (1998 - 1999 годы), а затем (2000 - 2002 годы) некоторое увеличение показателей обводненности по сравнению с её величиной, наблюдаемой в 1999 году. Этот рост обводненности объясняется изменением баланса между годовыми показателями отбора жидкости и закачки воды. Об этом свидетельствует тот факт, что в течение 2000 - 2002 годов наблюдался рост среднесуточных дебитов скважин по жидкости и, как следствие, увеличение годовых показателей отбора жидкости. При этом рост отбора жидкости недостаточно компенсировался соответствующим увеличением текущих годовых объемов закачиваемой воды.
В результате это привело к уменьшению накопленных показателей компенсации отбора жидкости закачкой воды и, как следствие, к некоторому росту обводненности и снижению текущего пластового давления, которое до настоящего времени не восстановлено до уровня 2001 года и, тем более, до его первоначального значения (рисунки 2.11, 2.12).
В течение последующих 2003 - 2004 г.г. наблюдалось повышение текущих и, как следствие, накопленных показателей компенсации отбора жидкости закачкой воды, что позволило снова стабилизировать величины обводненности (91,3 % - 91,4 %). Отсюда можно сделать следующее заключение: в процессе промышленного внедрения любой технологии физико-химического воздействия на пласт, в том числе и технологии МЕТКА, необходимо соблюдать постоянство годовых уровней отбора жидкости, компенсируемых объемами нагнетаемой воды, не вызывающими дисбаланса между отбором и закачкой. В этом случае в течение 2000 - 2002 г.г. могло не быть роста показателей обводненности, обусловленного неоправданным увеличением годовых уровней отбора жидкости. По состоянию на 01.01.2005 г. на Аманьском участке залежи пласта БВб работающий фонд добывающих скважин составляет 18 единиц. Распределение этих скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности показано на рисунке 2.6. Из этого рисунка видно, что дебиты по жидкости изменяются от 70 до 500 т/сут. При этом подавляющее большинство скважин (15 единиц) работает с обводненностью от 90 до 98 %, и только три скважины имеют обводненность от 75 до 90 %. Однако благодаря сохранению у большинства скважин стабильности показателей обводненности, обеспеченной продолжающимся эффектом от реализации ГОС МЕТКА, по ним удавалось удерживать сравнительно высокие дебиты нефти (10-65 т/сут). Очевидно, что в перспективе для дальнейшего поддержания стабильности показателей обводненности продукции скважин и данного объекта в целом на нем необходимо продолжить внедрение технологии МЕТКА, путем использования повторных циклов закачки гелеобразующих растворов. 1. Нефтеносность Покачевского месторождения приурочена к верхнему отделу юрской системы и нижнему отделу меловой системы. Продуктивными являются пласт ЮВі васюганской свиты юрской системы, пласты группы БВ - мегионской и вартовской свит меловой системы и пласты группы АВ алымской свиты меловой системы. 2. Основными объектами, содержащими основную (большую) часть запасов, являются пласты: ABi3, АВ2, АВ3, АВ5, БВ6, БВ8. Залежи нефти основных пластов установлены: 4 залежи - в пласте ABi3 с отметкой ВНК на глубине 1800, с глубиной залегания кровли пласта 1845 м; 3 - в пласте АВ2 с отметкой ВНК на глубине 1820 м, с глубиной залегания кровли пласта 1865 м; 3 - в пласте АВ3 с отметкой ВНК на глубине 1825 м, с глубиной залегания кровли пласта 1885 м; 1 - в пласте АВ5 с отметкой ВНК на глубине 1885 м, с глубиной залегания кровли пласта 1935 м; 5 - в пласте БВб с отметкой ВНК на глубине 2251 м, с глубиной залегания кровли пласта 2295 м; 4 - в пласте BBs с отметкой ВНІС на глубине 2365 м, с глубиной залегания кровли пласта 2390 м; Анализ динамики технологических показателей разработки Аманьского участка залежи пласта БВб Покачевского месторождения показал следующее: 3. До начала заводнения (1988 г.) из залежи было отобрано 10 скважинами всего 76 тыс. т жидкости при обводненности пласта, равной 24,9 %, В процессе заводнения с 1988 по 1994 г.г. наблюдались высокие годовые уровни отбора жидкости (561,5 тыс. т - 1 920,8 тыс. т), недостаточно компенсируемые накопленными показателями объемов закачиваемой воды. За указанный период залежь была обводнена с 24,9 % до 85,0% (рис. 2.10). 4. В 1995 г. было начато испытание физико-химического воздействия на пласт с использованием технологии НДС (4 скважино-обработки), которая не получила дальнейшего развития из-за достаточно больших затрат на химреагенты и технику, ввиду значительной длительности её использования. Большие затраты привели к уменьшению удельной технологической эффективности данной технологии и, как следствие, к низкой рентабельности её применения. В течение 1996 - 2002 г.г. проводились сначала опытно-промысловые испытания (1996 г.), затем опытно-промышленные работы (1998 - 2000 г.г.) и промышленное внедрение (2001 - 2002 г.г.) технологии МЕТКА (см. 4 раздел табл. 4.5). За первые четыре года (1996 - 1999 г.г.) реализации этой технологии удалось стабилизировать среднегодовую обводненность (85,4 %, 84,2 %, 86,7 %, 86,8 %). Некоторый рост обводненности, наблюдаемый в течение 2000 - 2002 г.г. (90,8 %, 92,0 %, 92,9 %), нельзя отнести в пассив технологии МЕТКА, так как он обусловлен неоправданной интенсификацией годовых отборов жидкости, некомпенсированной необходимым соответствующим увеличением объемов закачиваемой воды (см. рис 2.10). 5. Повышение в 2003 - 2004 г.г. текущих и, как следствие, накопленных показателей компенсации отбора жидкости закачкой воды позволило снова стабилизировать величины обводненности, наблюдаемые в эти годы: 91,3 %-91,4 %.
Общие положения метода повышения нефтеотдачи с применением гелеобразующего состава МЕТКА
Через распределитель и обратные клапаны, исключающие обратную фильтрацию, жидкость поступает в колонки (5), которые находятся в термошкафу (4). Колонки изготовлены из коррозионно-стойкой стали и имеют нарезку по внутренним стенкам для предотвращения пристенного просачивания фильтруемой жидкости. На входе и выходе колонки имеют фильтры для удержания дезинтегрированного кернового материала или сыпучего материала, имитирующего керн. Колонки имеют длину 300 мм, внутренний диаметр 20 мм.
Подготовка кернового материала и испытуемых жидкостей проводится в соответствии с ОСТ 39-195-86 "Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях" и рекомендаций ВНИИ ("Методика оценки эффективности применения композиций ИХН по промысловым данным", Москва, 1989, А.Г. Горбунов, Л.Н. Бученков и др.). Перед опытом проводится измерение газопроницаемости каждой колонки. Затем колонки насыщаются пластовой водой или её моделью под вакуумом для первоначальной пропитки и определения объема пор.
После этого колонки помещаются в термошкаф и через разделительный контейнер, объединенный с демпфером-мерником, последовательно насыщаются нефтью, вытесняющей жидкостью или водой для доотмыва нефти. Нефть фильтруется в количестве 5 - 7 поровых объемов модели пласта. Начальная нефтенасыщениость колонок определяется, исходя из количества вытесненной нефтью воды. В качестве термошкафа использован шкаф сушильный ШСВ-45К, который обеспечивает поддержание необходимой температуры опыта в интервале от 40 до 250 С с погрешностью 2 С. Термошкаф имеет образцовый и электроконтактный термометры. Из колонок фильтруемая жидкость поступает в мерники (6) для каждой колонки. Мерники соединены с воздушным баллоном (7), баллоном для создания противодавления (8) и имеют краны для слива жидкостей. Мерники обеспечивают визуальное измерение объема фильтруемой жидкости и вышедшей нефти при давлении опыта с погрешностью не более 0,1 см . В качестве воздушных баллонов и баллонов для создания противодавления (7, 8) в установке используются баллоны А-150 (ГОСТ 949-73) со сжатым воздухом или азотом. В ходе опыта замеры перепадов давления производятся образцовыми манометрами, идентичность показаний которых периодически контролируется через байпас.
Фильтрация жидкостей может производиться как через одну колонку, так и через две колошей одновременно. Кроме того, при моделировании закачки композиций в добывающие скважины имеется возможность изменять направление фильтрации жидкостей через модель пласта на обратное путем перекрытия соответствующих вентилей установки.
Эффективность применения гелеобразующих составов на основе метилцеллюлозы МЦ-100 и МЦ-С (композиций МЕТКА) изучали при фильтрации через водонасыщенные модели и в процессе доотмыва остаточной нефти из двух параллельных колонок сразличной проницаемостью (см. рисунок 3.13). Использовали насыпные модели пласта, приготовленные из дезинтегрированного кернового материала месторождений, пластовые и модельные жидкости продуктивных пластов юрских и меловых отложений месторождений Западной Сибири.
Исследование влияния гелеобразующих составов на процесс доотмыва нефти проводили следующим образом. Сначала осуществляли вытеснение нефти водой до полной обводненности продукции из обеих колонок. Через 5-15 мин замеряли температуру, давления па входе и выходе из колонок, объемы вытесненной нефти и воды из каждой колонки. По полученным данным рассчитывали градиент давления grad Р, МПа/м, скорость фильтрации V, м/сут, подвижность жидкостей k/ц, мкм2/(мПахс), и коэффициент вытеснения нефти водой Кв, %.
После вытеснения нефти водой одновременно в обе колошей закачивали оторочку гелеобразующего состава, причем при моделировании добывающей скважины закачка оторочки производилась в сторону, противоположную основному движению жидкости в скважине, а при моделировании нагнетательной скважины - по ходу основного движения жидкости. Затем оторочку композиции продвигали на заданное расстояние водой и термостатировали определенное время для образования геля. После выдержки продолжали нагнетание воды. Измерение указанных выше параметров: температуры, давления на входе и выходе, объемов вытесненной нефти и воды из каждой колонки, - производили постоянно, через 5-15 мин. Кроме того, определяли вязкость и рН жидкости на выходе из колонок, а также, при необходимости, - содержание в ней компонентов композиции, которые являются трасс-индикаторами, - роданистого аммония и карбамида. По полученным данным также рассчитывали градиент давления grad Р, скорость фильтрации V, подвижность жидкостей k/ц, абсолютный коэффициент вытеснения нефти - составом и водой.
Проведено исследование фильтрационных характеристик и нефтевытесняющей способности гелеобразующих составов на основе системы метилцеллюлоза - карбамид в условиях, моделирующих пластовые Покачевского месторождения. Характеристика моделей пласта, состав и свойства жидкостей, использованных в опытах, приведены в таблицах 3.4 - 3.7.
Приготовление составов на основе метилцеллюлозы МЦ-100 и МЦ-С осуществляют следующим образом.
Состав 1 (таблица З.б). Требуемое количество метилцеллюлозы (1 мае. %) помещают в емкость для приготовления состава, добавляют горячую пресную воду с температурой 80-90 С в количестве 49 мае. % и тщательно перемешивают. Получается суспензия метилцеллюлозы в воде. Добавляют 50 мае. % холодной сеноманской воды с температурой 0 — 10 С и перемешивают в течение часа до получения однородного раствора. Полученный состав готов к применению.
Составы 2, 3 (таблица 3.6). Требуемое количество метилцеллюлозы (1 мае. %) и карбамида (2 мае. % для состава 2 и 5 мае. % для состава 3) помещают в емкость для приготовления состава, добавляют горячую пресную воду с температурой 80 - 90 С в количестве 47 и 45 мае. %. соответственно, и тщательно перемешивают. Получается суспензия метилцеллюлозы в растворе карбамида в воде. Добавляют 50 мае. % холодной сеноманской воды с температурой 0 - ] О СС и перемешивают в течение часа до получения однородного раствора. Полученные составы готовы к применению.
Проницаемость моделей находилась в пределах 0,218 - 4,676 мкм2 (таблица 3.7), при этом проницаемость параллельных колонок, имитирующих неоднородный пласт, различалась в 3,4 - 9,3 раза, а в одном опыте - в 20,4 раза. Опыты проводили при температуре 55 - 60 С, типичной для охлажденных пластов Покачевского месторождения, в ряде опытов температура варьировалась от 20 до 200 С, время термостатирования составляло от 2 до 24 ч. Результаты исследований представлены в таблицах 3.8 - 3.16 и на рисунках 3.14 - 3.20.
Так как закачка гелеобразующих составов во всех опытах производилась одновременно в обе колонки, то в низкопроницаемые колонки входило существенно меньшее количество гелеобразующего состава по сравнению с более высоко проницаемыми колонками. Соотношение объемов закачки гелеобразующих составов в высоко- и низкопроиицаемые колонки находилось в интервале 1,9 — 11,1, а в одном из опытов - 28,8, что коррелирует с отношением исходных газопроницаемостей моделей, равным 3,4 - 9,3; 20,4 (таблица 3.7), и отношением проиицаемостей моделей по жидкости, равным 2,6 - 13,0; 28,6. В результате величина оторочки гелеобразующего состава в более низкопроницаемых колонках составила 0,009-0,129 поровых объемов, в более высокопроницаемых - 0,168 - 0,469 поровых объемов.
Разработка передвижной установки для приготовления гелеобразующих растворов
После закачки гелеобразующего состава и образования геля в модели пласта давление сначала повышалось, затем во всех экспериментах наблюдался прорыв воды через оторочку геля, преимущественно в более низкопроницаемой колонке, после чего давление падало, а затем устанавливалось на определенном уровне. При этом происходило перераспределение фильтрационных потоков - фильтрация жидкости осуществлялась теперь в основном через более низкопроницаемую колонку, в то время как через более высокопроницаемую колонку фильтровалась только очень небольшая часть: соотношение объемов фильтруемых жидкостей через колонки изменялось по сравнению с исходным (до закачки гелеобразующего раствора) в 10 - 200 раз (таблицы 3.8-3,16, рис. 3.14-3.20), Перераспределение фильтрационных потоков сопровождалось доотмывом нефти, в основном из низкопроницаемых колонок, прирост коэффициента нефтевытеснения по которым составил 4,8 - 10 % (таблицы 3,10, 3.11, 3.14 — 3 Л б, рис. 3.14,3.18-3.20).
Роданистый аммоний и карбамид, входящие в состав композиций, являются индикаторами (трассерами), так как практически не сорбируются породами пласта. Поэтому на выходе из колонок определяли содержание этих компонентов, рассчитывали количество компонентов, вошедших, и вышедших из моделей, и определяли выход компонентов, в %. На рис. 3.16. 3.17 наблюдаются пики роданистого аммония и карбамида. Выход роданистого аммония составляет 76 - 99 %5 выход карбамида 90-98%. Наличие трассеров позволит осуществлять контроль за разработкой месторождений.
При противодавлении в модели пласта, превышающем давление насыщенных паров воды при данной температуре, гели устойчивы и сохраняют свои реологические характеристики при высоких температурах - вплоть до 200 С. В опыте 2 (таблица 3.7) после образования геля в модели пласта при 60 С и перераспределения фильтрационных потоков температура ступенчато повышалась - до 100 и 200 С. При каждой температуре фильтровали 1-3 поровых объема воды до установления постоянных значений скорости фильтрации и подвижности. Характер фильтрации при этом не менялся - фильтрация воды шла в основном через более низкопроницаемую колонку, перераспределения фильтрационных потоков не происходило (рис. 3.15). Таким образом, гелеобразующие составы на основе метилцеллюлозы можно применять для изоляции водопритоков и увеличения охвата пласта заводнением как для охлажденных пластов Покачевского месторождения, так и на месторождениях с более высокими температурами, а также при использовании теплового воздействия на пласт.
Высокая термостабилыюсть метилцеллюлозы и термотропных гелей на её основе выгодно отличает её от синтетических полимеров акриламида, в значительной степени подверженных; термоо кислителы-юй деструкции при повышенных температурах. Температурный диапазон применения полиакриламида в методах ПИП обычно в настоящее ограничен 80-90 С.
Величина градиента давления (grad Р, МПа/м) при прорыве воды через гель в низкопроницаемой колонке приведена в таблице 3.9. Полученные результаты показывают, что уже при величине оторочки гелеобразующего состава 0,129 поровых объемов градиент давления при прорыве составил 114x103 Па/м (11,4МПа/м). При размере оторочек в интервале 0,168 - 0,270 поровых объемов ие наблюдалось прорыва воды через оторочки геля при создаваемых градиентах давления. Таким образом, для изоляции водопритоков в промысловых условиях можно использовать небольшие объемы оторочек. Кроме того, возможно применение гслеобразующих растворов на основе метилцеллюлозы для предупреждения поглощения бурового раствора при бурении скважин.
Для охлажденных пластов Покачевского месторождения на основании исследования физико-химических характеристик гелеобразующих растворов были выбраны составы (см. таблицу З.б) на основе метилцеллюлозы, в которых для снижения температуры гелеобразованшг используется сеноманская вода в количестве 50 %. Использованные в опытах составы (см. таблицу 3.6) различаются в основном временем гелеобразования. Все составы в лабораторных условиях на моделях неоднородного пласта с параллельными колонками, исходная проницаемость которых различалась в 3 - 20 раз, показали высокую эффективность. Их можно рекомендовать для регулирования фильтрационных потоков пластовых флюидов, ограничения водопритока, увеличения охвата пласта заводнением высоко неоднородных коллекторов охлажденных пластов Покачевского месторождения. 1. Для охлажденных пластов групп АВ и БВ Покачевского месторождения на основании исследования физико-химических характеристик гелеобразующих растворов были выбраны составы на основе метилцеллюлозы. Физико-химическими исследованиями установлено влияние добавок электролитов и органических соединений, а таюке минерализации пластовых ІЮД на температуру гелеобразования в водных раствора метилцеллюлозы. На основании полученных данных представлены номограммы, позволяющие выбирать состав гелеобразующей композиции МЕТКА с учетом геолого-физических характеристик пластов, минерализации растворителя и температуры пласта в зоне установки гелевого экрана. 2. Фильтрационными экспериментами на двухслойных моделях установлено, что закачка оторочки гелеобразующего раствора в неоднородную модель пласта приводит к перераспределению фильтрационных потоков, при этом резко снижается подвижность жидкости в высокопроницаем ой колонке, а в низкопроницаемой, в конечном счете, остается на том же уровне. Перераспределение фильтрационных потоков сопровождается доотмывом остаточной нефти, особенно интенсивным из низкопроницаемой колонки. 3. Карбамид и роданистый аммоний, входящие в состав композиций, являются одновременно трасс-индикаторамн. Выход роданистого аммония составляет 76-99%, выход карбамида 90-98%. Наличие трассеров позволит осуществлять контроль за разработкой месторождений. 4. Показана ВЫСОК! їм эффективность гелеобразующих составов на моделях неоднородного пласта с проницаемостью проштастков, отличающихся в 3-20 раз. Они рекомендуются для регулирования фильтрационных потоков пластовых флюидов, ограничения водопритока, увеличения oxisuxa заводнением высоко неоднородных пластов, охлажденных длительной закачкой воды.
