Выбор эффективного метода повышения нефтеотдачи пластов на месторождении Узень (Казахстан)

В данной статье решается важная проблема обоснования выбора ресурсосберегающего метода повышения нефтеотдачи неоднородных низкопроницаемых пластов на месторождении Узень, использование эмульсионной системы позволит изолировать высокопроницаемые обводнившиеся пропластки за счет применения комплексной технологии воздействия на пласт, обеспечивая селективность процесса за счет формирования стабильных эмульсионных систем в высокопроницаемых водонасыщенных зонах.

Ключевые слова: коллектор, заводнение, обводненнось, нефеотдача, потокоотклоняющая технология, обратные эмульсии.

This article solves the important problem of justifying the choice of a resource-saving method for increasing oil recovery of heterogeneous low-permeability formations at the Uzen field; the use of an emulsion system will allow isolating highly permeable water-saturated layers through the use of complex technology for influencing the formation, ensuring selectivity of the process due to the formation of stable emulsion systems in highly permeable water-saturated zones.

Keywords: reservoir, flooding, water cut, oil recovery, flow diverter technology, reverse emulsions

Большая часть нефтяных месторождений Казахстана расположена в южной части Западного Казахстана и находится на завершающей стадии разработки, характеризующейся снижением добычи. Это связано с истощением активных запасов нефти и увеличением доли остаточной нефти, находящейся в зонах, не охваченных заводнением, и физически или химически связанной с продуктивными породами пласта. Другим фактором, влияющим на падение нефтедобычи, является увеличение обводненности нефтяного флюида и высокая расчлененность сложнопостроенных терригенных коллекторов.

Эти залежи обычно разрабатываются путем поддержания пластового давления с помощью искусственного заводнения. Хотя этот метод хорошо разработан и относительно недорог, он имеет свои ограничения. Основными причинами невозможности полного вытеснения нефти водой являются разница в вязкости нефти и ее заменителя (вытесняющего агента), их несмешиваемость и гидрофобный характер породы пласта [1].

На месторождении Узень проницаемость является основной характеристикой продуктивного коллектора. Для определения больших объемов этого параметра на месторождении использовались промыслово-геофизические данные.

На основании предыдущих исследований было установлено, что существует очень тесная корреляция между проницаемостью пластов, полученной по данным анализа керна, и геофизическими параметрами этих пластов. Результаты показали, что проницаемость коррелирует с внутренним потенциалом (ВП) и параметрами гамма-метода. Полученные значения проницаемости были использованы для характеристики блока, отдельных зон и горизонта в целом [2].

Таблица 1

Результаты расчетов по блокам и горизонтам

В таблице 1 приведено среднее арифметическое значение толщины насыщенных нефтяных пластов, определенных по количеству скважин.

Учитывая эти данные, видно, что толщина насыщенного нефтяного пласта разная в горизонтах и блоках в горизонтах.

Как известно, Узеньское месторождение имеет ряд особенностей, которые существенно осложняют разработку месторождения и процесс добычи нефти. Неравномерная выработка запасов и заводнения продуктивных коллекторов требуют тщательного контроля за разработкой. Основной способ контроля за разработкой нефтяных месторождений сводится к систематическим исследованиям скважин, что позволяет регулировать процесс.

По динамике средних пластовых давлений по блокам XVIII горизонта наблюдается колебание пластового давления в зоне отбора и в зоне нагнетания, соответственно, наблюдается колебание пластового средневзвешенного давления XVIII горизонта.

Снижение пластового давления по XVIII горизонту в зоне нагнетания наблюдаются по II, III блокам. Колебания пластового давления наблюдаются в зоне нагнетания по IIа блоку. Увеличение пластового давления в зоне отбора наблюдается по IIа блоку.

Снижение пластового давления в зоне отбора наблюдается по IIIа блоку. По XVII горизонту сравнения средневзвешенных пластовых давлений по первоначальному пластовому давлению показывают, что текущее средневзвешенное пластовое давление ниже первоначального пластового давления.

По состоянию на 01.01.2018 г. по XIII-XVIII горизонтам месторождения Узень с начала разработки добыто 1084902 тыс. т жидкости, в том числе 738076 тыс. т воды. За 2017 г. добыча жидкости составила 45216 тыс. т, из них 40598 тыс.т воды. Средняя обводненность составила 89,8 % [2].

В разные периоды разработки соотношение объемов закачки вод различного типа (морская, альб-сеноманская, волжская, сточная с установок по подготовке нефти) менялось, менялась и общая минерализация закачиваемых вод. Поддержание пластового давления на ранней стадии разработки осуществлялось, в основном, слабоминерализованной морской водой (12–14 г/л).

Позже в продуктивные отложения начали закачивать еще более пресную альб-сеноманскую воду (минерализация — 6–8 г/л). С началом обводнения залежей и увеличением объема сточных вод, представляющих собой смесь закачиваемых с высокоминерализованными пластовыми водами (минерализация 50–90 г/л). На данный момент, пластовые воды юрского комплекса пород представлены сильно минерализованными хлоркальциевыми рассолами, общая минерализация их 150–170 г/л.

Динамика обводненности в целом за все время разработки месторождения представлена на рисунке 1.

Рис. 1. Динамика обводненности в целом по XIII-XVIII горизонтам

Рис. 2. Зависимость числа действующих скважин, среднего дебита и обводнения продукции от текущего КИН XIII горизонта

При проведении анализа динамика обводненного фонда построен график (рисунок 2) зависимости числа, работающих скважин, среднего дебита нефти, жидкости и обводнения добываемой продукции (по весу) от текущего коэффициента нефтеизвлечения за период 2013– 2017 гг.

Как видно из рисунка 2, дебит нефти на уровне предыдущих лет, дебит жидкости увеличивается с 31,7 т/сут (2013 г.) до 39,6 т/сут (2017 г.) при этом обводненность добываемой продукции увеличивается с 87,5 % (2013 г.) до 89,8 % (2017 г.), коэффициент нефтеизвлечения увеличился от 0,405 д.ед. до 0,436 д.ед.

Все методы увеличения нефтеотдачи (МУН), которые применяются на высокообводненных залежах с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ), нацелены на доизвлечение остаточного нефтяного флюида и достижение проектного коэффициента извлечения нефти (КИН), методом оптимизации системы заводнения и улучшения свойств агентов заводнения.

Достигнуть проектируемого КИН можно за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти из пласта, путем улучшения отмывающих способностей воды (агента вытеснения), или за счет увеличения коэффициента охвата пласта заводнением.

Одними из промышленно выпускаемых водорастворимых полимеров, прошедших масштабные испытания в практике добычи нефти являются различные марки полиакриламида (ПАА) [3]. При концентрации полиакриламида в растворе 0,01–0,1 % вязкость его увеличивается до 3–5 мПа·с, что приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте.

1) резкое снижение приемистости нагнетательных скважин вследствие возрастания кажущейся вязкости из-за деструкции молекул полимера в призабойных зонах;

2) метод малоэффективен в однородных пластах, содержащих маловязкую нефть (менее 5,0 мПа·с);

3) низкая эффективность применения на поздней стадии разработки месторождений при обводненности более 70 %, после образования в коллекторе обширных промытых зон;

4) эффективность полимерного заводнения снижается с увеличением проницаемости более 1,5–2,0 мкм ² .

Таким образом, современные исследования направлены на подбор более эффективных ПАВ или их композиционного состава, а также на оптимизацию методов закачки химических реагентов в пласт, а именно, на использование новых комплексных технологий (ПАВ-полимерно-щелочное, ПАВ-полимерное, мицеллярное заводнение и др.). Увеличение охвата пласта заводением и одновременно повышение коэффициента вытеснения нефти из пласта возможно в следствие применения технологий с комплексным действием.

Одним из актуальных и современных методов повышения нефтеотдачи в неоднородных низкопроницаемых пластах является потокоотклоняющие технологии (ПОТ), которые основаны на принципе закачки в нагнетательные скважины ограниченных объемов специальных реагентов, предназначенных для снижения проницаемости высокопроницаемых прослоев пласта (вплоть до их блокирования), для выравнивания приемистости скважинной системы по разрезу пласта и, тем самым, создания более равномерного фронта вытеснения и уменьшения прорывов воды в добывающие скважины [3].

Эффективные технологические жидкости в этом случае могут быть применимы обратные эмульсии (ОЭ) на углеводородной основе. Основными технологическими преимуществами обратных эмульсий являются их способность сохранять, восстанавливать и даже повышать коллекторские свойства пласта за счет регулируемых реологических характеристик, обеспечивать селективность процесса воздействия на неоднородные пласты, блокировать водонасыщенные пропластки, повышая коэффициент охвата пласта заводнением, обеспечивая приток нефти из ранее неохваченных заводнением нефтенасыщенных зон продуктивного пласта [4]. Подбор различных составов ОЭ с учётом геолого-физических особенностей коллектора позволяет получать составы с управляемыми реологическими и фильтрационными характеристиками [5].

Чтобы разработать химический состав, представляющий собой обратную эмульсию с гидрофобными свойствами, в которой дисперсной фазой будет служить закачиваемая подтоварная вода системы ППД с минерализацией 150 г/л на месторождении Узень. В качестве дисперсионной среды предлагается использовать керосин марки ТС-1 в связи с его доступностью. В качестве эмульгатора использовался ЯЛАН-Э2 марки Б2, доказавший на практике высокие характеристики улучшения свойств ОЭ. Такой эмульсионный состав содержит функциональные добавки, позволяющие улучшить агрегативную устойчивость эмульсии, её физико-химические и реологические свойства [6].

Таким образом, использование эмульсионных систем позволяет изолировать высокопроницаемые обводнившиеся пропластки за счет применения комплексной технологии воздействия на пласт, предусматривающей процессы доотмыва остаточных запасов нефти за счет процессов снижения межфазного натяжения и повышения вязкостных свойств эмульсий, обеспечивая селективность процесса за счет формирования стабильных эмульсионных систем в высокопроницаемых водонасыщенных зонах.

Литература:

1. Муслимов, Р. Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее / Р. Х. Муслимов. — Казань: ФЭН, 2014. — 750 с.
2. Кондратович, Ю.В., Алёшина А. В. Обработка и интегрированная интерпретация материалов МОГТ-3Д, данных ГИС и ВСП, построение детальных геологических моделей по месторождению Узень. Отчёт ОАО «ЦГЭ». Фонд ПФ «Озенмунайгаз», 2004г.
3. Газизов, А. Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения водохимическими реагентами / А. Ш. Газизов, А. А. Газизов // Нефтяное хозяйство. — 1992. − № 1. − С. 20–22.
4. Рогачев, М. К. Разработка эмульсионных составов для регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны нагнетательных скважин / М. К. Рогачев, Д. В. Мардашов, А. Р. Мавлиев, К. В. Стрижнев / Нефтегазовое дело, 2011. — № 3, — С. 180–190.
5. Семихина, Л. П. Отбор реагентов для ASP-технологии повышения нефтеотдачи пластов / Л. П. Семихина, С. В. Штыков, Е. А. Карелин // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». — 2015. — № 4. — С. 53–71.
6. Силин, М. А. Исследование поверхностно-активных веществ (ПАВ) различного типа, применяемых в составе технологических жидкостей / М. А. Силин, Л.А. и [др.] // Территория НЕФТЕГАЗ. — 2011. — № 8. — С. 50–55.