АНАЛИЗ МЕТОДА ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ПОВЫШЕННОЙ ВЯЗКОСТЬЮ

Таразскии Государственный университет им М.Х.Дулати

Преподаватель кафедры «Нефтегазовое дело»

Кабдушев Арман Арстангалиевич

В обстановке, когда в нефтяной отрасли доля трудноизвлекаемых запасов неуклонно возрастает, а мировые на углеводородное сырье повышаются, роль новых методов увеличения нефтеотдачи пласта возрастает.

Организация эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов нефти на месторождениях Казахстана, уникальных по площади, мощности продуктивной толщи, плотности запасов, характеру насыщающих флюидов (высокопарафинистых, застывающих или вязких с высоким содержанием асфальтенов и смол) было связано с преодолением значительных трудностей.

Поэтому задачи применения новых технологий разработки месторождений, на которых традиционными методами извлечь значительные запасы нефти было невозможно, для месторождений Казахстана с самого начала разработки этих месторождений оказались актуальными. В связи с этим потребовалось с самого начала организации их освоения применения не только традиционных систем поддержания пластового давления, но также поддержания пластовой температуры (месторождение Узень), внутрипластового горения и паротепловых методов воздействия (месторождение Каражанбас), полимерного заводнения (месторождение Каламкас), различных методов циклического заводнения (месторождения Узень, Каламкас), разукрупнения эксплуатационных объектов (месторождение Узень) и многое другое [1].

В настоящее время, когда доля трудноизвлекаемых запасов составляет основную часть остаточных запасов нефти, весьма актуальными являются поиск и внедрение новых эффективных методов оптимизации процесса разработки и закачки рабочих агентов в пласт для достижения увеличения коэффициента нефтеизвлечения. Возникает острая необходимость использования методов увеличения нефтеотдачи пласта, в первую очередь газовых и водогазовых. Одним из таких методов является применение водогазового воздействия (ВГВ) для интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти.

В России опытно-промышленное внедрение различных технологий водогазового воздействия было реализовано на многих месторождениях Росии.

Большинство зарубежных месторождений, на которых применялось водогазовое воздействие, расположено в Канаде и Соединенных Штатах. Первый известный опыт промыслового применения, обнаруженный при литературном поиске, это проект на месторождении North Pembina в провинции Альберта, Канада.

В Казахстане данное время Опираясь на опыт ближнего и дальнего зарубежья, специалистами нефтегазовой отрасли Казахстана ведутся работы по испытанию технологий газового и водогазового воздействия, как перспективных методов повышения нефтеотдачи пласта. В настоящее время институт АО «КазНИПИмунайгаз» завершил и передал на рассмотрение Заказчику «ведутся опытно-промышленные работы по испытанию технологии водогазового воздействия (ВГВ) на опытном участке месторождения Каламкас».

На реализацию различных механизмов водогазового воздействия может влиять бесконечное количество критериев, сопутствующих этому воздействию. В качестве критериев реализации различных механизмов могут выступать как пластовые условия (форма, фильтрационно-емкостные характеристики, геометрические размеры, пластовые давление и температура, наличие или отсутствие газовой шапки, подстилающей воды, расчлененность пласта и др.), свойства флюидов насыщающих пласт (плотность, вязкость нефти, состав газа и др.), так и возможности реализации технологии на конкретном месторождении (наличие специальной техники и профессиональных специалистов, источника агента для закачки, инфраструктуры и др.). Для того, чтобы учесть эти критерии, оценить эффективность от применения предполагаемой для внедрения технологии, необходимо провести значительное количество лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой, газом, их комбинациями.

Дроздов Н.А. при исследовании фильтрационных характеристик при вытеснении нефти водогазовыми смесями и разработке технологических схем насосно-эжекторных систем для водогазового воздействия на пласт первую серию экспериментов проводил в соответствии с требованиями ОСТ 39-195-86 на предварительно экстрагированном перед фильтрационными исследованиями керновом материале [3].

На рис. 1 и 2 показана динамика изменения градиента давления, коэффициента вытеснения Квыт и коэффициента остаточной нефтенасыщенности от количества прокачанных поровых объемов насыпной модели пласта при вытеснении нефти водой и водогазовой смесью без ПАВ с газосодержанием 25% в пластовых условиях. По сравнению с заводнением при закачке водогазовой смеси была достигнута существенно более высокая величина коэффициента вытеснения (77,4% против 46%).

Как показали стендовые исследования, выполненные в диапазоне газосодержаний от 0 до 100%, наименьшее значение коэффициента вытеснения Квыт наблюдается при вытеснении газом (27,1%), а наивысшее – при вытеснении водогазовой смесью с газосодержанием 25% и пенообразующим ПАВ (80,6%) [4].

Рис. 1. Динамика вытеснения нефти водой (с предварительным экстрагированием кернового материала по ОСТ 39-195-86).

В дальнейшем были проведены эксперименты при вытеснении нефти водогазовой смесью с щёлочью, которые показали, что добавка щёлочи практически не влияет на величину итогового значения коэффициента вытеснения при одинаковом газосодержании смеси. Однако, при относительном объёме закачки около одного порового объёма значения Квыт несколько выше, чем при нагнетании водогазовой смеси без щелочи.

Результаты вытеснения нефти при закачке оторочек воды и газа показали, что для условий Русского месторождения данная технология, хотя и позволяет добиться существенного прироста коэффициента вытеснения по сравнению с обычным заводнением, но полученные значения Квыт ниже по сравнению с достигнутыми параметрами при совместной закачке воды и газа. [3].

Большое влияние на процесс ВГВ может оказывать смачиваемость применяемых моделей пласта, что, к сожалению, недостаточно изучено в настоящее время. В соответствии с требованиями ОСТ 39-195-86 перед проведением фильтрационных исследований проводится экстрагирование кернового материала, приводящее к изменению смачиваемости. Поэтому в дальнейшем были проведены исследования на не экстрагированных предварительно насыпных моделях, и их результаты были сопоставлены с данными, полученными на предварительно экстрагированном керновом материале по ОСТ 39-195-86. Это позволило выявить зависимости коэффициента вытеснения нефти при заводнении и реализации водогазового воздействия от степени гидрофобизации внутрипорового пространства. [4].

Рис. 2. Динамика вытеснения нефти водогазовой смесью с газосодержанием 25% (с предварительным экстрагированием кернового материала по ОСТ 39-195-86).

График, отражающий динамику вытеснения нефти водой из не экстрагированного образца, показан на рис. 3. Из него видно, что конечный коэффициент вытеснения значительно ниже аналогичного показателя для экстрагированного образца (см. рис. 1) при близких свойствах насыпной модели пласта, на которой проводились данные эксперименты. Это обусловлено влиянием степени гидрофобизации внутрипорового пространства на фазовые проницаемости насыщающих его флюидов и в итоге на динамику вытеснения и конечное значение коэффициента извлечения нефти.

Динамика вытеснения нефти из не экстрагированного образца водогазовой смесью с входным газосодержанием 25% представлена на рис. 4.

Рис. 3. Динамика вытеснения нефти водой (без предварительного экстрагирования кернового материала).

Рис. 4.  Динамика вытеснения нефти Русского месторождения водогазовой смесью с входным газосодержанием 25% (без предварительного экстрагирования кернового материала).

Хорошо виден прирост коэффициента вытеснения по сравнению с традиционным заводнением.  Фильтрационные исследования вытеснения нефти из не эстрагированных образцов водогазовыми смесями были проведены впервые и с помощью полученных результатов можно строить прогноз о значении коэффициента вытеснения с использованием данного метода увеличения нефтеотдачи с большой достоверностью. [3].

Как показали опыты, значения коэффициента вытеснения нефти при водогазовом воздействии заметно выросли по сравнению с заводнением при схожести конечных значений коэффициентов вытеснения при входных газосодержаниях 13 и 25%. Добавление ПАВ способствовало некоторому увеличению Квыт до 78%. [3].

Телков В.П. при исследовании по этой же теме проводил эксперименты по вытеснению нефти повышенной вязкости (рекомбинированная проба нефти Москудьинского месторождения, 70 мПа・с) водогазовой смесью в широком интервале газосодержаний (рис. 5) [4].

Рис. 5 - Динамика вытеснения нефти Москудьинского месторождения

(70 мПа・с) водогазовыми смесями с начала разработки.

По результатам проведенных экспериментов установлено, что при вытеснении нефти повышенной вязкости водогазовой смесью присутствует область её оптимальных газосодержаний (от 20 до 70%), в которой коэффициент вытеснения максимален (рис.2). Так, если коэффициент вытеснения при вытеснении водным раствором ПАВ составил 34,5%, при вытеснении газом – 26%, то при вытеснении водогазовой смесью в области

оптимальных газосодержаний–46÷48%. Таким образом, было наглядно показано, что при вытеснении нефти повышенной вязкости водогазовой смесью можно получить значительный эффект. Для дальнейшего анализа были проведены эксперименты по вытеснению раствором ПАВ и водогазовыми смесями нефти в интервале вязкости от 1÷2 мПа・с до 70 мПа・с.

По результатам проведенных экспериментов установлено, что при вытеснении нефти повышенной вязкости водогазовой смесью присутствует область её оптимальных газосодержаний (от 20 до 70%), в которой коэффициент вытеснения максимален (рис. 6).

Рис. 6 - Зависимости коэффициента вытеснения нефти различной вязкости

от газосодержания водогазовой смеси.

Так, если коэффициент вытеснения при вытеснении водным раствором ПАВ составил 34,5%, при вытеснении газом – 26%, то при вытеснении водогазовой смесью в области оптимальных газосодержаний – 46÷48%. Таким образом, было наглядно показано, что при вытеснении нефти повышенной вязкости водогазовой смесью можно получить значительный эффект. Для дальнейшего анализа были проведены эксперименты по вытеснению раствором ПАВ и водогазовыми смесями нефти в интервале вязкости от 1÷2 мПа・с до 70 мПа・с. Были проведены эксперименты на рекомбинированных пробах нефти Шумовского месторождения (Подольского горизонта с вязкостью 18,2 мПа・с и Сакмарского горизонта с вязкостью 64 мПа・с), а также были исследованы модели нефти с вязкостью 22, 30 и 50 мПа・с.

Прирост коэффициента вытеснения определяется как разница между конечными значениями коэффициентами вытеснения после ВГВ и заводнения. Относительный коэффициент вытеснения определяется как отношение прироста коэффициента вытеснения после ВГВ к конечному коэффициенту вытеснения, полученному при заводнении. По характеру полученных зависимостей можно сделать вывод о том, что область эффективного водогазового воздействия не ограничивается исключительно коллекторами маловязкой нефти, а может распространяться и на трудноизвлекаемые запасы нефти повышенной вязкости.

Показана эффективность вытеснения нефти водогазовой смесью как метода повышения нефтеотдачи после заводнения на насыпных моделях пластов Шумовского месторождения, а затем подтверждена и на керновых колонках (рис. 7-8), при этом использованы рекомбинированные пробы нефти Шумовского месторождения (для Подольского горизонта с вязкостью 18,2 мПа・с и для Сакмарского горизонта с вязкостью 64 мПа・с). Отмечено, что хотя виден значительный прирост коэффициента вытеснения, но он намного ниже, чем в случае применения ВГВ с начала разработки. Все эксперименты по довытеснению проводились водогазовой смесью с газосодержанием из оптимальной области.

Рис. 7 - Зависимость коэффициента вытеснения от объема прокачанного флюида при заводнении и последующем довытеснении нефти водогазовой смесью после заводнения для подольского горизонта (на керне).

Рис. 8 - Зависимость коэффициента вытеснения от объема прокачанного флюида при заводнении и последующем довытеснении нефти водогазовой смесью после заводнения для сакмарского горизонта (на керне).

Итогом этого раздела стало определение эффективности водогазового воздействия при вытеснении нефти повышенной вязкости как с начала разработки, так и после заводнения.

При реализации технологии ВГВ важно достичь ограничения подвижности воды и газа в пластовых условиях. При закачке в пласт только воды она прорывается в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам. Аналогичная ситуация складывается и при закачке в пласт одного газа. Совместная закачке воды и газа позволит заблокировать участки с высокой проницаемостью коллекторов и перенаправить вытесняющий агент к участкам более низкой проницаемости, увеличивая при этом коэффициент охвата вытеснением и охвата заводнением.

Наиболее эффективно осуществление технологии ВГВ в режиме пенообразования путем закачки в пласт водного раствора пенообразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ).

При закачке водогазовой смеси в пласт наблюдается снижение вязкости пластовой нефти, ограничение подвижности воды и газа в пластовых условиях, предотвращение прорыва воды к забою добывающих скважин, повышение нефтеотдачи пласта и выравнивание профиля вытеснения.

За последнее десятилетие существенно изменилась структура запасов нефти на месторождениях Казахстана, возрастает доля трудноизвлекаемых запасов.

Как ранее указывалось, технология имеет ряд преимуществ и решает многих актуальных проблем:

1. Увеличивает нефтеотдачу пластов высоковязких нефти

2. Утилизирует попутного газа на промыслах

3. Снижает обводненность фонда добывающих скважин

4. Эффективен при вытеснении нефти повышенной вязкости как с начала разработки, так и после заводнения.

Водогазовое воздействие экспериментальными и теоретическими исследованиями установлено, что на месторождении Каламкас технологический процесс ВГВ представляется перспективным, прогрессивным, отвечающим основным принципам разработки нефтяных месторождений. [5].

Технологию водогазового воздействия можно использовать, также, на месторождениях как Жанажол, Алибекмола и Северные Бузачи. Они также имеют с геологической стороны сходство с месторождением Каламкас. Также технологию можно использовать с применением горячей воды, ПАВ что способствует совершенствовать технологию и соответственно повышению коэффициента извлечения нефти.

Список использованных литератур

1. Курбанбаев М.И. Доклад повышение нефтеотдачи пласта на месторождениях Казахстана

2. Курбанбаев М.И. Муллаев Б.Т Методические подходы к проектированию и оптимизации технологического процесса водогазового воздействия на нефтяном месторождении. Международная научно-практическая конференция «Современные проблемы нефтегазового комплекса Казахстана» 24 февраля 2011г.

3. Дроздов Н.А., Исследование фильтрационных характеристик при вытеснении нефти водогазовыми смесями и разработка технологических схем насосно-эжекторных систем для водогазового воздействия на пласт. Автореферат. Москва – 2012 г

4. Телков В.П. Автореферат. Разработка технологии водогазового воздействия на пласт путём насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачки водогазовых смесей с пенообразующими ПАВ, Москва- 2009 г

5. Курбанбаев М.И., Муллаев Б.С., Абитова А.Ж., Сизиумова В.Н., Терина Л.А.Планирование ВГВ на месторождении Каламкас.