Аналитический обзор критериев применимости и методов скрининга технологии ASP



В данной статье рассмотрены основные факторы, влияющие на выбор метода увеличения нефтеотдачи (МУН), проанализированы критерии применимости ASP заводнения на нефтяных месторождениях, рассмотрены методы предварительного скрининга и их недостатки, приведены примеры, сделаны выводы.

Ключевые слова: ASP заводнение, ПАВ, повышение нефтеотдачи, критерии скрининга, геологический скрининг.

This article described the main factors affecting the choice of the enhanced oil recovery (EOR) method, analyzed applicabilitу criteria of ASP flooding in oil fields, considers the quick screening methods and their disadvantages, gives examples, and made conclusions.

Keywords: alkaline-surfactant-polymer (ASP) flooding, surfactant, enhanced oil recovery, screening criteria, geologic screening.

С ростом мирового спроса на энергию и истощением запасов, повышение нефтеотдачи на существующих нефтяных месторождениях становится все более и более актуальным. Начальный этап выбора технологии метода увеличения нефтеотдачи (МУН) для месторождения называют скринингом. Критерии выбора, определенного МУН, широко описаны в литературе, а также существуют коммерческие продукты для проведения таких работ [6].

Скрининговые исследования проводятся с использованием различных исходных данных, например, давление, температура, пористость, проницаемость, плотность и вязкость нефти.

Окончательное решение по выбору МУН зависит от условий месторождения и опыта компании в применении различных технологий. Наиболее перспективными МУН для месторождений, находящихся на последней стадии разработки, являются химические методы, в частности, ASP (Alkaline-Sufractant-Polymer) технология.

ASP заводнение — это комбинированный метод, при котором щелочь, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и полимер закачиваются в пласт одновременно.

По результатам анализа опыта применения технологии ASP на месторождениях Китая, США, Канады и России были выделены основные факторы, опираясь на которые можно сделать вывод о применимости технологии ASP для определенного объекта разработки.

К таким факторам можно отнести:

— Тип коллектора — все коллекторы нефти и газа принято разделять на терригенные и карбонатные. Данный фактор значительно влияет на величину адсорбции химических реагентов. Например, в полимиктовых коллекторах и алевролитах, согласно исследованиям Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института (В. Г. Оганджанянц, А. М. Полищук), адсорбция ПАВ в 5–6 раз выше, чем в кварцевых песчаниках, и достигает 1,2–5,5 мг/г породы или 15–60 кг/м3 пористой среды. Причем адсорбция в нефтяных пластах выше, чем в водяных. Если учесть, что удельная поверхность высокопроницаемых крупнопористых кварцевых коллекторов составляет 500–600 см ² /см ³ , а слабопроницаемых глинистых и полимиктовых коллекторов-5000–15000 см ² /см ³ , то на 1 м ² поверхности пор разных коллекторов выпадает 0,02–0,2 г ПАВ. Как видно, адсорбция ПАВ в пористых средах достигает значительной величины. Нефтеносный пласт с пористостью 20 % и запасами нефти 1 млн. т при нагнетании в него водных растворов ПАВ сможет высадить на своей поверхности до 10–20 тыс. т ПАВ в случае кварцевых песчаников и 25–100 тыс. т в случае полимиктовых коллекторов [18].

В карбонатных коллекторах технологию ASP практически не применяют в связи с тем, что анионные ПАВ имеют высокую адсорбцию в карбонатах, а катионные ПАВ имеют высокую стоимость. Другая причина в том, что часто в карбонатах присутствует ангидрит, вызывающий осаждение и высокое потребление щелочей.

— Трещиноватость пластов — неоднородность пластов в трещиноватом коллекторе может вызвать быстрый прорыв дорогостоящих реагентов в добывающие скважины и их нерациональное использование. Объем трещин не должен превышать 1,5–2 % от общего объема пор пласта.

— Наличие газовой шапки относится к неблагоприятным факторам, в связи с возможным неэффективным расходом рабочих агентов при их прорыве в газовую часть пласта, обладающую более высокой проводимостью.

— Нефтенасышенность пластов — необходимо тщательное изучение ее детерминированного распространения по объему залежи, охвата заводнением и степени вытеснения в заводненном объеме. Чем больше начальная нефтенасыщенность пластов, тем выше экономический и технологический эффект.

Текущая нефтенасыщенность на начало реализации ASP заводения по рассматриваемым эффективным проектам в среднем равна 0,47 д.ед. Минимальное значение начальной нефтенасыщенности составило 0,35 д.ед.

— Активный водонапорный режим — при разработке залежи на данном режиме достигается высокий охват пластов заводнением и низкая остаточная нефтенасыщенность пласта (менее 25–30 %) за счет вытесняющих свойств контурной или подошвенной пластовой воды, что делает ASP заводнение экономически неэффективным.

— Вязкость нефти и ее состав являются одними из важнейших критериев применения технологии ASP. Состав нефти имеет большое значение для щелочей и поверхностно-активных веществ, но не для полимера. Кислотное число сырой нефти должно быть высоким, чтобы щелочь реагировала с кислотным компонентом нефти с образованием мыл. Согласно утверждениям Чанг (2013) минимальное кислотное число должно составлять 0,3 мг КОН /г нефти. В случае низкого кислотного числа, например, около 0,1 мг КОН/г нефти для месторождения Daqing в Китае, основной механизм не связан с производство мыл, а связан с уменьшением адсорбции поверхностно-активного вещества и полимера путем введения щелочного раствора с высоким pH.

По данным Табер и др. (1997), вязкость нефти должна быть менее 35 сП для осуществления ASP заводнения, но несмотря на это утверждение в большинстве успешных проектов Китая, России, США и Канады вязкость нефти изменялась от 7 до 250 сПз.

— Жесткость, минерализация пластовых вод и воды, используемой для приготовления рабочего агента, имеют решающее значение для повышения нефтеотдачи ASP. Большинство проектов ASP выполнялись в условиях низкой минерализации пластовых вод около 10 000 частей на млн. Согласно исследованиям Ал-Бахар и др. (2004) минерализация, равная 50 000 частей на млн. и жесткость 1000 частей на млн. являются максимальными для реализации данной технологии.

Все физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов резко снижают свою эффективность при высокой минерализации, и особенно при большом содержании солей кальция и магния в пластовой воде, используемой для приготовления растворов, вследствие деструкции молекул, адсорбции химических реагентов, образования осадков, инверсии структуры и снижения вытесняющей способности растворов. Например, под определенный состав пластовых вод подбирается индивидуально ПАВ, на рисунке 1 указаны некоторые ПАВ, которые можно использовать при различных уровнях минерализации пластовой воды и пластовой температуры [16].

Рис. 1. ПАВ, используемые в физико-химических МУН (ASP, SP) при различной минерализации воды и пластовой температуре

— Глинистость коллектора — Высокое содержание глины в нефтеносных пластах (более 10 %) противопоказано для всех методов увеличения нефтеотдачи пластов. При высоком содержании глины в пластах эффективность ASP заводнения снижаются вследствие большой адсорбции химических продуктов. Адсорбция химических реагентов пропорциональна удельной поверхности пористой среды.

— Неоднородность пласта не является определяющим фактором при выборе МУН, но значительно влияет на плотность сетки скважин. Необходимо отметить, что эффективность применения ASP технологии с плотной сеткой скважин выше, чем с редкой, в связи с влиянием неоднородности пластов и химической, термической и механической деструкциями реагентов в пласте.

— Пластовая температура — применение полимерных растворов вводит ограничения по максимальной пластовой температуре. При температуре коллектора, превышающей критическую температуру, например, для ПАА составляет 90–100 С°, начинаются химические превращения и деструкция полимерных цепочек, что приводит к снижению вязкости раствора. Максимальная температура для некоторых успешных проектов Китая составляла порядка 80 ºC.

— Пористость и проницаемость коллектора. Высокая проницаемость благоприятна для заводнения ASP и критична для закачки полимера. Нагнетание полимерного раствора в низкопроницаемые коллекторы (проницаемость менее 40 мД) может оказаться технически неосуществимым [17].

— плотность нефти в эффективных проектах превышает 850 кг/м3 и в среднем равна 890 кг/м3.

Также, был сделан вывод о том, что обводненность продукции не влияет на эффективность применения технологии ASP, даже при величине обводненности 99 % к началу реализации ASP-заводнения на месторождении Daqing был получен прирост КИН 0,25 д.ед.

Обобщение критериев применимости технологии ASP согласно анализу наиболее эффективных проектов в Китае, США, Канаде, России и различным исследованиям представлено в таблице 1.

Таблица 1

Критерии применимости технологии ASP

Параметры скрининга	Табер и др. (1997)	Ал-Бахар и др. (2004)	Диксон и др. (2010)	Консолидированные значения по ASP проектам
Порода-коллектор		Песчаник		Песчаник
Пластовая тепература, °С	<93.3	<70	<93.3	< 70
Вязкость пластовой нефти, мПа∙с	< 35	< 150	< 35	< 150
Проницаемость, мД	>10	>50	>100	>70
Активный водонапорный режим (да/нет)		Нет	≤ Локально	Нет
Подошвенная вода (нет/локально/на периверии/распространена)				≤ Локально
Газовая шапка (нет/локально/на периверии/распространена)			Нет	≤ Локально
Глинистость (нет/ низкая/высокая)		Низкая		≤ Низкая
Жесткость воды, частей на млн		1000		< 200
Минерализация воды, частей на млн.		50000	<200000, если Тпл<60°C, <50000, если Тпл>60°C	< 35000
Текущая нефтенасышенность, доли ед.	>0.35		>0.45	0.35

Существуют различные подходы к методам оценки применимости того или иного МУН — традиционные, расширенные, их комбинации, подробно описанные Алварадо и др. (2002), Ходжастехмехр и др. (2019), Сиена и др. (2016); Табер и др.(1997), Жанг и др. (2019).

В 2020 году Э. Манриком был проведен сравнительный анализ методов скрининга с использованием таких параметров пласта, как температура, глубина, пористость, проницаемость, давление, плотность нефти и вязкость для песчаника с месторождения Кондор, Колумбия (Таблица 2).

Таблица 2

Основные данные, используемые для сравнения методов скрининга.

Температура, °С	Глубина залегания (м)	Пористость (%)	Проницае-мость (мД)	Начальное пластовое давление (МПа)	Плотность нефти кг/м3	Вязкость нефти (сП)
52	802	9–18	50–2000	5	902	7

Для данного анализа были использованы два метода: метод отбора, основанный на средневзвешенных значениях (EcoEOR), с использованием программного обеспечения. компании Ecopetrol (Трухильо и др., 2010) и расширенный скриннинг, основанной на методах уменьшения пространства и алгоритмах машинного обучения (Альварадо и др., 2002; Альварадо, Манрик, 2010).

Основываясь на результатах данного анализа, был сделан вывод, что оба варианта могут использоваться в качестве быстрого скрининга. Следует отметить, что эти исследования часто не включают дополнительной детальной оценки различных геологических переменных («геологический скрининг»).

Отсутствие данных геологического скрининга (среда осадконакопления, структура, петрофизические свойства коллекторов) может привести к ряду проблем при реализации заводнения и экономическим потерям.

Например, для вышеупомянутого месторождения в Колумбии были проведены комплексные лабораторные и фильтрационные исследования. для оценки технико-экономической целесообразности заводнения ASP. На основании результатов этих исследований была обоснована организация пилотного проекта. В процессе заводнения было обнаружено осаждение отложений карбоната кальция в больших объемах, из-за эффектов растворения и повторного осаждения карбонатного цемента при закачке оторочки ASP (pH≈11) с использованием высоких концентраций (1,75 масс. %) Na ₂ CO ₃ .

Аналогичная ситуация наблюдалась в бассейнах Уорнер (Верхний Манвиль) и Кроуcнест (Верхний Манвиль) в Канаде, были зафиксированы серьезные отложения солей в добывающих скважинах и на производственных объектах. Исходя из минерального состава группы Верхний Манвиль, присутствие доломита (CaMg (CO ₃ ) ₂ ), пирита (FeS ₂ ) и глауконита ([(K, Na) (Fe ₃ +, Al, Mg) ₂ (Si, Al) ₄ O ₁₀ (OH) ₂ ]) привели к растворению и осаждению карбонатных/силикатных отложений и других вторичных фаз в условиях высокого pH (>10), возникающих во время закачки оторочки ASP с NaOH. Также, силикатные отложения присутствовали при заводнении на месторождении Дацин (Китай), где в качестве щелочного агента использовался NaOH.

Образование отложений и эксплуатационные проблемы отрицательно сказываются на добыче нефти и экономике проектов (Хантер и др., 2013; Макиннис и др., 2013). Вышеописанные ситуации позволяют сделать вывод о важности геологической информации, полученной при первоначальном скрининге

Прошлый опыт и исследования не гарантируют технической или экономической успешности физико-химических МУН, на данный момент важно проводить всесторонний мониторинг источников данных с целью дополнения и обоснования результатов скрининга.

Использование различных методов скрининга МУН играет важную роль при предварительном выборе технологии для увеличения нефтеодачи и оценки ее эффективности. Методы и подходы скрининга могут отличаться, но используемые исходные данные и полученные результаты в большей степени будут совпадать. Целью данной статьи являлось не только рассмотреть методы скринингов и критерии применимости технологии ASP, а также подчеркнуть важность включения геологической информации («геологический скрининг»), которая обычно упускается из виду и может иметь огромное влияние на производительность и экономику проекта, особенно химические методы повышения нефтеотдачи.

Литература:

1. Al-Bahar, M.A., Merrill, R., Peake, W., Jumaa, M., and Oskui, R. 2004. Evaluation of IOR potential within Kuwait. Paper SPE 88716 presented at the Abu Dhabi International Conference and Exhibition, Abu Dhabi, United Arab Emirates, 10–13 October.
2. Alvarado, V., Manrique, E. (2010). Enhanced Oil Recovery: Field Planning and Development Strategies. Elsevier Inc. 208p. https://doi.org/10.1016/C2009–0–30583–8.
3. Alvarado, V., Ranson, A., Hernandez, K., Manrique, E., Matheus, J., Prosperi, N., Liscano, T. Selection of EOR/IOR Opportunities Based on Machine Learning (SPE-78332). 13th SPE European Petroleum Conference, Aberdeen, Oct. 29–31, 2002.
4. Chang, H.L. 2013. ASP process and field results, Chapter 10 in EOR Field Case Studies (Sheng, J.J., ed.), Elsevier, to be published in 2013.
5. Dickson J. L., Leahy-Dios, A., Wylie, P.L. 2010. Development of improved hydrocarbon recovery screening methodologies, paper SPE 129768 presented at the SPE Improved Oil Recovery Symposium, 24–28 April, Tulsa, Oklahoma.
6. Ivanova A. A., Cheremisin A. N., Spasennykh M. Y. Application of nanoparticles in chemical EOR // Proceedings of EAGE International Conference Norway 2017
7. Henson, R., Todd, A. and Corbett, P. 2002. Geologically Based Screening Criteria for Improved Oil Recovery Projects (SPE-75148). SPE/DOE IOR Symposium, Tulsa, Oklahoma, April 13–17, 2002.
8. Hunter, K., McInnis, L., Ellis-Toddington, T., Kerr, S. The Use of Modeling and Monitoring to Control Scale in Alberta ASP Floods (SPE-165285). SPE EOR Conf., Kuala Lumpur, Malaysia, July 2–4, 2013.
9. Manrique, E., Izadi, M., Kitchen, C., Alvarado, V. Effective EOR Decision Strategy With Limited Data: Field Cases Demosntration (SPE-113269-PA). SPE Reservoir Eval. & Eng. 2009; 12 (04): 551–561. https://doi.org/10.2118/113269-PA.
10. Manrique, E., Delgadillo, C., Maya, G., Gelvis J. EOR Screening Methods Assisted by Digital Rock Analysis: A Step Forward (SPE-199107-MS). SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, 27–31 July, 2020, Virtual.
11. McInnis, L., Hunter, K., Ellis-Toddington, T., Grawbarger, D. Case Study of the Mannville B ASP Flood (SPE-165264). SPE EOR Conf., Kuala Lumpur, Malaysia, July 2–4, 2013.
12. Sheng J. A Comprehensive Review of Alkaline-Surfactant-Polymer (ASP) Flooding (SPE 165358), SPE Western Regional & AAPG Pacific Section Meeting 2013 Joint Technical Conference, 19–25 April, Monterey, California, USA, 2013
13. Taber, J.J., Martin, F.D., and Seright, R.S. 1997a. EOR screening criteria revisited–part 1: Introduction to screening criteria and enhanced recovery field projects. SPEREE (August), 189–198.
14. Taber, J.J., Martin, F.D., and Seright, R.S. 1997b. EOR screening criteria revisited–part 2: Applications and impact of oil prices. SPEREE (August), 199–205.
15. Trujillo, M. L., Mercado, D. P., Maya, G. A., Castro, R. H., Soto, C. P., Gomez, V. Selection Methodology for Screening Evaluation of Enhanced-Oil-Recovery Methods (SPE-139222). SPE Latin American and Caribbean Pet. Eng. Conf., Lima Peru, Dec. 1–3, 2010.
16. Алварадо В., Манрик Э. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Планирование и стратегии применения/Перевод с английского. — М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2011. — 244 с, ил. — (Промышленный инжирининг).
17. Ильина, Г. Ф. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири [Текст]: учеб.пособие / Г. Ф. Ильина, Л. К. Алтунина; ТПУ. — Томск: Издательство ТПУ, 2006. — 166 с.
18. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: Недра, 1985. — 308 с.