АНАЛИЗ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ, ПРИМЕНЯЕМЫХ НА ДАНИЛОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

ANALYSIS OF ENHANCED OIL RECOVERY METHODS APPLIED AT THE DANILOVSKOYE FIELD

Israil Elshan Oglu Makhmudzade

Student, Department of Oil Field Development, M.S. Gutseriev Institute of Oil and Gas,

Russia, Izhevsk

АННОТАЦИЯ

В статье рассматриваются различные методы повышения нефтеотдачи на Даниловском месторождении. Проведены анализы гелеобразующих, осадкообразующих и эмульсионных технологий, применяемых в процессе разработки пласта. В результате оценки эффективности каждой технологии были определены наиболее перспективные решения, которые продемонстрировали высокий уровень дополнительных объемов добычи нефти.

ABSTRACT

The article discusses various methods of enhanced oil recovery at the Danilovskoye field. An analysis was carried out of gel-forming, sediment-forming, and emulsion technologies used in the field development process. As a result of assessing the effectiveness of each technology, the most promising solutions were identified, demonstrating a high level of additional oil production volumes.

Ключевые слова: гидроразрыв пласта, нефтеотдача, ГРП, Даниловское месторождение, технологии ГРП

Keywords: hydraulic fracturing, oil recovery, EOR, Danilovskoye field, fracturing technologies

С момента начала эксплуатации Даниловского месторождения, начиная с 1982 года, было выполнено 433 обработки нагнетательных скважин с применением химических составов. Применение технологий физико-химического увеличения нефтеотдачи (ФХ МУН) началось в 1987 году. По данным на 1 января 2016 года, благодаря этим мероприятиям удалось дополнительно добыть 1046 тыс. тонн нефти. Динамика использования данных технологий представлена на рисунке 3.19.

В период с 1992 по 2016 годы были внедрены 10 различных технологических решений, большая часть которых была направлена на изоляцию высокопроницаемых интервалов и перераспределение фильтрационных потоков за счет создания потокоотклоняющих барьеров. Эти меры позволили вовлечь в разработку малопроницаемые зоны и застойные участки пласта, что увеличило объем добычи нефти и способствовало стабилизации или снижению обводненности продукции.

На месторождении использовались следующие основные технологии физико-химического воздействия:

· гелеобразующие технологии на основе полиакриламида (ГОС на основе СПС) и силиката натрия;

· термотропные гелеобразующие технологии (ТермоГОС);

· осадкообразующие технологии (ССС, ООК на основе различных компонентов, включая алюмохлорид, БиоПАВ и щелочные растворы);

· гелеобразующие технологии с кольматирующими наполнителями (ВДПС и ПДС);

· эмульсионные технологии (ВВЭ);

· биотехнологические методы (БиоПАВ).

Гелеобразующие технологии на основе ПАА предназначены для повышения коэффициента нефтеотдачи за счет равномерного охвата пласта при заводнении. Эти технологии позволяют перераспределять потоки жидкости по площади и глубине залежи, предотвращая прорывы воды в добывающие скважины и обеспечивая разработку трудноизвлекаемых запасов нефти из зон с низкой проницаемостью. Такие технологии показали высокую эффективность при проницаемости пласта выше 0,02 мкм² и температуре не более 80˚С.

Для применения этих систем используются медленно сшивающиеся составы, которые могут проникать на значительные расстояния в пласт. В состав СПС входят полиакриламид и ацетат хрома. После закачки смесь продавливается в пласт, а затем выдерживается 24 часа для формирования геля.

В период с 2012 по 2016 годы было выполнено 32 операции по технологии ГОС на основе полиакриламида. Средняя дополнительная добыча нефти составляла 0,63 тыс. тонн на скважину, что говорит о целесообразности дальнейшего использования данной технологии на месторождении.

Гелеобразующие технологии на основе силиката натрия заключаются в последовательной закачке жидкого стекла и нитрата аммония в пласт, что вызывает образование геля кремниевой кислоты. Этот процесс увеличивает сопротивление фильтрационным потокам и способствует перераспределению жидкости по пласту, что вовлекает в разработку слабодренируемые низкопроницаемые участки.

Наибольшее количество операций по этой технологии — 158 — было выполнено на начальных этапах её внедрения, что обеспечило дополнительную добычу нефти в объеме 586,26 тыс. тонн. Однако, начиная с 2012 года, эффективность технологии снизилась, что связано с выработкой нефти на применяемых интервалах.

Термотропные гелеобразующие технологии используются для повышения нефтеотдачи из терригенных коллекторов путем изоляции наиболее проницаемых зон пласта. Эти технологии позволяют закачанным растворам формировать объемный гель непосредственно в поровом пространстве коллектора, что снижает подвижность воды, при этом сохраняя или увеличивая подвижность нефти.

За период с 1991 по 2009 годы было выполнено 17 операций по данной технологии, однако её эффективность оказалась ниже, чем у других методов, составляя лишь 1,27 тыс. тонн нефти на скважину. Из-за этого технология была признана нерациональной для дальнейшего использования.

Гелеобразующие технологии с кольматирующими наполнителями являются важным элементом борьбы с нежелательным водопритоком в пластах с неоднородной проницаемостью. Основной принцип этих технологий заключается в закачке в пласт систем, состоящих из ионогенных полимеров и дисперсных наполнителей, таких как глинистые частицы. Эти вещества способны создать в пласте устойчивую к размыву глино-полимерную структуру, которая ограничивает движение воды через высокопроницаемые интервалы, перенаправляя фильтрационные потоки в менее дренируемые участки, тем самым увеличивая добычу нефти.

Применение данных систем особенно эффективно в неоднородных пластах, где присутствуют как высоко-, так и низкопроницаемые зоны. Глино-полимерные комплексы работают за счет модификации поверхности пород: полимеры адсорбируются на поверхности коллектора и механически удерживают мелкие частицы глины, что снижает проницаемость высокопроницаемых интервалов. Это позволяет воде обтекать высокоразработанные зоны, направляя её в менее дренируемые участки, где находятся остаточные запасы нефти.

Основным компонентом таких систем является полимерный раствор с определённой концентрацией (обычно от 0,05 до 0,08% по массе), который смешивается с дисперсными наполнителями. Эти компоненты закачиваются в обводнённые пропластки, где они формируют прочные глино-полимерные агрегаты, эффективно снижая подвижность воды и повышая коэффициент сопротивления. Эксперименты показывают, что подвижность воды после обработки такими системами снижается в 2-4 раза по сравнению с обычной закачкой полимеров или глинистой суспензии. Это позволяет повысить извлечение нефти, так как вода движется по менее проницаемым участкам и вытесняет остаточную нефть, ранее недоступную для добычи.

В период с 1991 по 2009 годы применение технологии ПДС на Даниловском месторождении показало выдающиеся результаты. Было выполнено 23 операции, в ходе которых дополнительно добыто 164,12 тыс. тонн нефти, что соответствует 7,14 тыс. тонн на одну скважину. Однако технология имеет и свои ограничения: в ряде случаев отмечалось образование прочных закупоривающих структур, что приводило к полному закрытию пропластков и блокировке остаточных запасов нефти. Это делало технологию слишком "жесткой", и было принято решение ограничить её использование на месторождении.

Вместе с тем, методы на основе кольматирующих наполнителей продолжают оставаться эффективными при работе с неоднородными коллекторами, где важно предотвратить преждевременные прорывы воды и направить её потоки в менее проницаемые, но насыщенные нефтью участки пласта.

Волокнисто-дисперсионная полимерная система (ВДПС) представляет собой одну из наиболее эффективных технологий для решения задач изоляции водопритоков и перераспределения фильтрационных потоков в пластах с неоднородной проницаемостью. Основной целью ВДПС является избирательное снижение проницаемости высокоразработанных водоносных зон при сохранении или увеличении проницаемости для нефти в низкопроницаемых слоях пласта, что способствует увеличению извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.

Принцип действия ВДПС основан на закачке в нагнетательные скважины композиций, включающих полимер (чаще всего полиакриламид), древесную муку и специальные сшиватели, такие как ацетат хрома. Эти компоненты вводятся в пласт в строго определённой последовательности. Взаимодействие компонентов системы позволяет создать в высокопроницаемых интервалах плотную и стойкую гелеобразную массу, которая ограничивает приток воды, оставляя нефти возможность свободного перемещения.

ВДПС показала себя как надёжный метод регулирования фильтрационных потоков в коллекторах с высокой неоднородностью. В процессе закачки компоненты системы формируют гелеобразную структуру, которая действует как "заслон" для водоносных зон, уменьшая их проницаемость, а в некоторых случаях практически полностью изолируя их. Важно отметить, что система ВДПС имеет возможность селективного воздействия: за счёт правильного выбора компонентов и концентраций можно направить воздействие на определённые участки пласта, исключая нежелательные зоны. Таким образом, ВДПС способствует перенаправлению фильтрационных потоков в те зоны, которые до этого не участвовали в разработке, но содержат значительные объёмы остаточной нефти.

Для реализации этой технологии важным параметром является приемистость нагнетательных скважин. Как правило, технология наиболее эффективно работает на скважинах с приемистостью от 500 до 800 м³/сут. Применение ВДПС на скважинах с низкой приемистостью (менее 400 м³/сут) нецелесообразно, так как это может не позволить достигнуть нужного уровня закачки компонентов и формирования геля в пласте.

В период с 2012 по 2016 годы на Даниловском месторождении было выполнено 50 операций с использованием ВДПС. Средняя дополнительная добыча нефти с одной скважины составила 0,84 тыс. тонн. Такой высокий уровень эффективности объясняется не только высоким качеством выполнения операций, но и объёмами закачки реагентов, которые в ряде случаев доходили до 1200 м³ на скважину. За счёт увеличения объёма закачиваемого реагента в пласте создаётся более крупный барьер, что способствует более эффективному перенаправлению потоков воды и увеличению объёмов добываемой нефти.

Использование ВДПС отличается "мягким" подходом к выравниванию профиля приемистости, что делает её привлекательной для применения на участках с неоднородным геологическим строением. Система позволяет работать с пластами, которые имеют перемежающиеся слои с разной проницаемостью, обеспечивая перераспределение потоков воды и, как следствие, более полное вовлечение в разработку всех интервалов пласта.

Примером успешного применения ВДПС являются скважины Даниловского месторождения, где наблюдалось значительное снижение обводнённости продукции и устойчивый рост дебитов нефти. Кроме того, длительность действия эффекта от применения ВДПС в ряде случаев превышала 12 месяцев, что говорит о стабильности созданного в пласте потокоотклоняющего экрана.

Технологии осадкообразования

Среди методов осадкообразования широкое распространение получили технологии, использующие сульфатно-содовые составы (ССС). Процесс заключается в поэтапной закачке в пласт нескольких оторочек реагентов через нагнетательные скважины. Это приводит к увеличению охвата пласта процессом заводнения, изменению направлений фильтрационных потоков и снижению обводненности продукции добывающих скважин. Основными компонентами состава являются раствор сульфата натрия, силиката (или карбоната) натрия, буферный слой воды и вспомогательный агент, например, хлорид кальция. После закачки реагенты взаимодействуют с породой, образуя нерастворимые осадки сульфата кальция и силиката (карбоната) кальция, которые закрывают высокопроницаемые водонасыщенные интервалы без их полной изоляции. Эти кристаллические осадки создают дополнительное сопротивление для воды, что способствует перераспределению фильтрационных потоков и вовлечению в разработку ранее неохваченных зон пласта. Кроме того, благодаря присутствию щелочных компонентов, снижается межфазное натяжение на границе "нефть-вода", что дополнительно увеличивает коэффициент нефтеизвлечения.

Эта технология показала хорошие результаты на протяжении эксплуатации месторождения. В период с 1991 по 2009 годы было проведено 86 операций, средний прирост нефти на одну операцию составил 3,15 тыс. тонн. В период с 2012 по 2016 годы прирост нефти варьировался от 0,36 до 0,91 тыс. тонн на одну скважину.

Биотехнологии

Методы, основанные на применении биологических поверхностно-активных веществ (БиоПАВ), не получили значительного распространения в Западной Сибири в рамках процессов увеличения нефтеотдачи. Одна из таких технологий, основанная на применении БиоПАВ, была испытана в 17 скважинных операциях в период с 1991 по 2009 год и продемонстрировала низкую эффективность — прирост составил лишь 1,48 тыс. тонн нефти на скважину. В дальнейшем эта технология не применялась.

Щелочное заводнение

Щелочные растворы используются для снижения подвижности воды путём уменьшения проницаемости пластов за счет образования мелкодисперсных осадков, которые снижают фильтрационную способность породы. Осадки образуются в результате химической реакции щелочного раствора с солями кальция и магния, содержащимися в пластовой воде. Взаимодействие раствора с породой приводит к разрушению адсорбционных слоев нефти, улучшая смачиваемость нефтенасыщенных участков водой. На Даниловском месторождении была выполнена единичная обработка с применением щелочного заводнения, однако недостаточно данных для оценки её эффективности.

Эмульсионные технологии

Целью применения эмульсионных технологий является снижение проницаемости наиболее разрабатываемых водоносных интервалов при сохранении проницаемости для нефти в низкопроницаемых слоях. Механизм действия заключается в закачке концентрированного эмульсионного раствора, который при разбавлении водой в глубине пласта увеличивает вязкость. Это приводит к снижению фазовой проницаемости по воде и улучшает смачиваемость породы в высокопроницаемых интервалах, что позволяет перераспределить фильтрационные потоки по мощности и площади залежи. В результате этого процесса увеличивается охват пласта заводнением, и в работу вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти из зон с низкой проницаемостью.

Эта технология нацелена на плавное регулирование профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Для проведения операций выбираются скважины с неоднородным геологическим строением и приемистостью до 500 м³/сут. Чем раньше начинается регулирование заводнения с помощью эмульсионных технологий, тем более значительные результаты могут быть достигнуты в плане увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи.

Эмульсионные технологии (ВВЭ) показали отличные результаты за весь период их использования. С 1991 по 2009 год было проведено 31 операцию с дополнительной добычей нефти в среднем 2,45 тыс. тонн на скважину. В последующие годы было выполнено ещё 14 операций, где прирост нефти варьировался от 0,48 до 0,99 тыс. тонн на скважину. Снижение эффективности в последние годы связано с исчерпанием запасов нефти на применяемых интервалах.

Объемы и эффективность обработок ФХ МУН

За весь период применения ФХ МУН на Даниловском месторождении было проведено множество операций, эффективность которых отражена в таблице 3.4. Наибольшую долю занимали технологии ГОС (44%) и ССС (20%), которые также получили широкое распространение в Западной Сибири. В период с 1993 по 2012 годы чаще всего применялись гелеобразующие композиции на основе силиката натрия, однако в последние годы предпочтение отдается ГОС с полиакриламидом и ацетатом хрома. Осадкообразующие технологии на основе сульфата натрия начали активно использоваться с 2006 года.

Как показывает таблица 3.4, до 2010 года наиболее высокую эффективность продемонстрировали ПДС (7,14 тыс. тонн на операцию), ГОС на основе жидкого стекла (3,96 тыс. тонн на операцию) и ССС (3,15 тыс. тонн на операцию). В период с 2012 по 2011 годы приоритет был отдан технологиям ССС, ВДПС, ГОС на основе ПАА и ВВЭ, с эффективностью от 0,98 до 0,55 тыс. тонн на одну операцию.

За период с 1991 по 2016 годы было обработано 204 нагнетательные скважины, средняя кратность обработок ФХ МУН составила 2,8, при этом на 52% скважин было проведено три и более обработок. Средний объем закачки реагентов составил 504 м³ на скважину, а диапазон объёмов варьировался от 200 до 1200 м³. Минимальные объемы закачивались при проведении мягкого потокорегулирования (ВВЭ, ГОС), а также при применении осадкообразующих технологий (ССС и СПГ).

Эффективность мероприятий ФХ МУН подтверждается результатами ПГИ (профильного гидродинамического исследования). После обработок наблюдалось перераспределение потоков жидкости с уменьшением приемистости промытых интервалов и увеличением мощности обрабатываемого пласта.

Список литературы:

1. Поляков В.А., Козырев В.С. Технологии увеличения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. — 2015. — № 8. — С. 23-28.
2. Иванов С.И. Современные методы физико-химического воздействия на нефтяные пласты // Известия вузов. Нефть и газ. — 2016. — № 3. — С. 56-63.
3. Петров В.П., Сидоров Н.Л. Гелеобразующие технологии в нефтедобыче // Геология и геофизика нефтяных месторождений. — 2017. — № 12. — С. 45-50.
4. Кузнецов А.В. Эффективность применения технологий ГРП на месторождениях Западной Сибири // Нефтегазовая промышленность. — 2018. — № 4. — С. 67-72.