levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

А.В. Билинчук, А.П. Рязанов,  (ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз”)

С.А. Власов,  (НТО “ИТИН”)

Я.М. Каган,  (ЗАО “Нефтегазтехнология”)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2007-3
 

 

Юрские коллекторы большинства нефтяных месторождений Западной Сибири характеризуются низкими значениями начальной нефтенасыщенности и значительной дисперсией проницаемости коллекторов. При относительно невысоких значениях средней проницаемости (десятые доли квадратных микрометров) максимальные значения проницаемости, выявленные при исследовании керна и проведении гидродинамических исследований скважин, достигают более 10 мкм2. Результаты трассерных исследований зачастую свидетельствуют о наличии в пласте каналов с еще большей гидропроводностью. Различия фильтрационных характеристик юрских коллекторов различных месторождений Западной Сибири носят не качественный, а, скорее, количественный характер, в том смысле, что доля высокопроводящих каналов (суперколлектор и субвертикальные трещины) в разрезе, например, Талинского месторождения составляет в среднем около 3-5 %, достигая на отдельных участках 20 %. На Покамасовском месторождении, согласно выполненным авторами статьи трассерным исследованиям, доля высокопроницаемых каналов в среднем составляет около 1-2 %, достигая на отдельных участках более высоких значений (но меньше, чем на Талинском). Во многих случаях накопленный промысловый опыт свидетельствует, что достижение даже относительно невысоких значений коэффициента нефтеизвлечения (КИН), принятых при утверждении проектов разработки таких объектов, проблематично. Недостаточность исходной информации и научного обоснования проектных решений, принимаемых при разработке нефтяных месторождений, приуроченных к юрским отложениям Западной Сибири, затрудняет прогноз показателей разработки и вносит неопределенность при оценке эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи на таких объектах.

В 1999 г. на крупном участке Покамасовского месторождения был начат эксперимент по продлению безводного периода эксплуатации и повышению нефтеотдачи с использованием комплексной технологии обработки призабойной зоны нагнетательных скважин тампонирующими составами на основе биополимера Продукт БП-92 с последующей закачкой оторочек разбавленных растворов того же биополимера. Некоторые особенности геологического строения и освоения этого месторождения и предопределили, по нашему мнению, возможность более уверенной интерпретации результатов эксперимента.

Наиболее полное исследование особенностей геологического строения и разработки Покамасовского месторождения выполнено в Тюменском институте нефти и газа А.В.Баевым, В.А.Ваниным и А.А.Ко­кориным. Помимо послойной неоднородности коллекторы Покамасовского месторождения характеризуются и зональной неоднородностью, выражающейся в ухудшении коллекторских свойств в восточном направлении из-за снижения проницаемости, увеличения доли “рыхлосвязанной” реликтовой воды и глинизации [1]. Быстрое (в течение нескольких месяцев с начала эксплуатации) обводнение добывающих скважин в восточной части месторождения связано с высокой подвижностью воды в недонасыщенных зонах пласта. Однако, несмотря на то, что коллекторы центральной и западной зон лицен­зионного участка ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз” характеризуются большей нефтенасыщенностью и отсутствием “рыхлосвязанной” воды, 87,5 % расположенных там добывающих скважин первых рядов обводняются до 95-99 % в течение 2-5 мес. после начала заводнения. Это свидетельствует о том, что небольшой объем запасов, локализованных в высокопроницаемых пропластках и трещинах, вырабатывается достаточно эффективно, а значительная часть объема пласта остается неохваченной выработкой. Неоднородной является и поровая матрица [1]. Доля пор с радиусами 0,5-5,0 мкм составляет более 60 % общего объема порового пространства, “основную же роль в фильтрационном процессе играют поровые каналы радиусом > 10 мкм, доля которых составляет менее 10 % общего объема пор, поры радиусом < 2,5 мкм не участвуют в фильтрации” [1]. Увеличенная почти на порядок по сравнению с матрицей гидропроводность призабойной зоны нагнетательных скважин свидетельствует, по мнению авторов [1], об образовании трещин при реализуемых в системе поддерживания пластового давления давлениях закачки (15-20 МПа). При этом трещины развиваются в наиболее проницаемых пропластках и их протяженность сопоставима с расстояниями между соседними скважинами, что подтверждается результатами трассерных исследований.

Изменение во времени показателей разработки Покамасовского месторождения практически не отличается от показателей разработки других объектов, приуроченных к юрским отложениям Западной Сибири, – высокие дебиты на фонтане в первые месяцы эксплуатации, опережающее обводнение и снижение дебитов, а далее остановка более чем половины фонда добывающих скважин из-за “нерентабельности” их дальнейшей эксплуатации. Арсенал доступных средств (не рассматриваются, например, варианты с использованием природного газа в качестве вытесняющего агента из-за отсутствия компрессоров и источников дешевого газа), позволяющих переломить негативные тенденции в разработке месторождения, ограничен.

Процесс освоения Покамасовского месторождения имел некоторые особенности, предопределившие возможность проведения сравнительного анализа эффективности разработки двух участков, практически тождественных по геологическому строению, фильтрационно-емкостным свойствам коллекторов, числу пробуренных скважин и т.п., – базового и опытного (островная часть), различающихся лишь предысторией введения системы поддержания пластового давления и проведением на одном из них мероприятий по повышению нефтеотдачи с использованием разбавленных растворов биополимера Продукт БП-92 и композиций на его основе. Крайняя, западная, часть лицензионного участка ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз”, расположенная на острове в водоохраной зоне, по техническим причинам разбуривалась с задержкой на 6 лет. На протяжении 4 лет на островной части месторождения число действующих добывающих скважин увеличилось до 45 (по проекту пробурено 74); осуществлялась практически безводная добыча, мероприятия по поддержанию пластового давления в этот период не проводились, что привело к значительному (почти до значения давления насыщения) снижению пластового давления в зоне отбора.

Учитывая значительную дисперсию значений проницаемости коллекторов и наличие в пласте субвертикальных трещин, следовало ожидать, что закачка воды в пласт в сложившейся ситуации вызовет обводнение добывающих скважин с темпами по крайней мере не меньшими темпа обводнения на сопредельных участках месторождения, где закачка воды начиналась не в столь разреженный пласт. Это предположение подтверждается анализом разработки пластов ЮК10-11 Талинского месторождения, начальная стадия разработки которого имеет много общего с начальной стадией разработки остров­ной части Покамасовского месторождения. До начала мероприятий по поддержанию пластового давления в обоих случаях было отобрано от 5 до 10 % запасов. На Талинском месторождении интенсивная закачка воды в разреженный пласт, как известно, привела к катастрофическим последствиям – ожидаемый КИН при сохранении реализованной технологии составил 0,20 вместо 0,35 по проекту. Специалистами отдела разработки ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз” был выполнен прогноз темпов обводнения скважин островной части, основанный в значительной мере на анализе динамики показателей разработки сопредельного с островной частью и эквивалентному ему по строению, запасам и разбуренности (пробурено 80 скважин) заводненного участка. В дальнейшем этот участок обозначается как базовый (рис. 1). В соответствии с этим прогнозом в течение 2 лет после начала закачки воды на опытном участке среднее значение обводненности (без проведения мероприятий по выравниванию профильной приемлемости и повышению нефтеотдачи) могло достигнуть почти 40 %. С учетом неблагоприятного прогноза и перспективы резкого ухудшения показателей разработки опытного участка руководством ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз” было принято решение об одновременном с началом заводнения проведении на островной части месторождения эксперимента, суть которого состоит в комплексной обработке призабойной зоны переводимых под закачку скважин для предотвращения кинжальных прорывов закачиваемой для поддержания пластового давления воды и создания в пласте оторочек разбавленного раствора биополимера Продукт БП-92, обеспечивающего выравнивание фронтов вытеснения и снижающего остаточную нефтенасыщенность.

 

Рис. 1. Фрагмент карты накопленной добычи нефти Покамасовского месторождения,
пласт ЮВ1 (02.2000), масштаб 1:32000 (западная и центральная части)
1 – скважины: а – нефть,  б – вода; 2 – базовый (контрольный) участок; 3 – опытный участок (островная часть)

 

Технология проведения работ и используемые составы разработаны специалистами ЗАО “Нефтегазтехнология” и НТО “ИТИН”. Технология включает два основных этапа. На первом в нагнетательную скважину, выбранную для воздействия, закачивают композицию, состоящую из 10%-го водного раствора Продукта БП-92 и 2%-го модифицированного крахмала. При прогреве в пласте происходит клейстеризация крахмала, образующего с молекулами биополимера (Продукт БП-92) вязкоупругий гель, заполняющий наиболее промытые фильтрационные каналы и заставляющий закачиваемую для поддержания пластового давления воду двигаться в неохваченные заводнением участки пласта. К особенности работ, проводившихся на островной части Покамасовского месторождения, относится дробная закачка высокообъемных оторочек слабоконцентрированного раствора биополимера (второй этап предложенной технологии). Именно на этом этапе реализуется процесс стабилизации фронта вытеснения за счет преодоления “вязкостной неустойчивости” при вытеснении высоковязкой жидкости (нефти) менее вязкой (водой), с одной стороны, и снижении остаточной нефтенасыщеннос­ти предположительно за счет пульсаций давления в режиме эластической турбулентности, возникающей при фильтрации вязкоупругой жидкости в пласте, – с другой [3].

Сущность этого этапа заключается уже не в обработке призабойной зоны, а в воздействии на основную часть пласта. Такой подход можно рассматривать как элемент биополимерного заводнения. Всего за время эксперимента было проведено 69 операций по закачке в пласт разбавленных растворов биополимера (Продукт БП-92) и композиций на его основе, общий объем закаченного раствора составил почти 50 тыс. м3, что немного меньше 0,5 % порового объема опытного участка.

 

Рис. 2. Показатели эксплуатации контрольного и опытного участков Покамасовского месторождения
1 – обводненность на контрольном (а) и опытном (б) участках,  %; 2 – число работающих добывающих скважин на контрольном (а) и опытном (б) участках; 3 – накопленная добыча нефти на контрольном (а) и опытном (б) участках,  млн т; 4 – период проведения работ по повышению пластового давления на пласт с использованием биополимеров на опытном участке; 5 – момент запуска системы поддержания пластового давления на соответствующем участке

 

Вопреки господствующим пред­ставлениям о влиянии водорастворимых полимеров на нефтеотдачу, в соответствии с которыми объем полимерной оторочки должен составлять по крайней мере от 10 до 30 % порового объема, анализ промысловых данных и сравнение показателей разработки опытного и базового участков однозначно свидетельствуют о высокой эффективности “гомеопатических” доз биополимерных оторочек.

При разработке базового участка соответственно через 5 лет с начала эксплуатации и 3 года с начала заводнения среднее значение обводненности на участке превысило 70 %, что повлекло за собой остановку более половины добывающих скважин (рис. 2).

На опытном участке не наблюдается резкого обводнения, поэтому отпадает необходимость остановки скважин. Здесь  выработка по площади более равномерная, а накопленная добыча на каждую добывающую скважину выше, чем на базовом участке (рис. 3).

 

Рис. 3. Распределение скважин опытного (1) и базового (2) участков по накопленной добыче нефти

 

Стабильность использования фонда скважин и сохранение системы разработки на опытном участке позволяют, по нашему мнению, оценить перспективы доразработки участка экстраполяцией данных о содержании нефти в продукции добывающих скважин на момент их остановки, соответствующий достижению 99 % обводненности (рис. 4). Различия прогнозных (проектных) значений изменения обводненности добывающих скважин без проведения работ по повышению давления на пласт составляют почти 2 млн т, что эквивалентно 30 % увеличению КИН.

 

Рис. 4. Эффективность биополимерного заводнения на опытном участке Покамасовского месторождения

 

Важно, что реализованные мероприятия по повышению нефтеотдачи на опытном участке приводят к значительному сокращению водонефтяного отношения и соответственно сроков доразработки при условии сохранения достигнутого уровня отборов жидкости (рис. 5 см).

 

Рис. 5. Зависимость водонефтяного отношения от накопленной добычи нефти на опытном участке

 

В целом следует ожидать, что фактические значения КИН на островной части месторождения превысят проектные уже в ближайшее время. К настоящему времени дебиты по нефти на опытном участке почти в 3 раза превышают дебиты скважин базового участка.

Полученные экспериментальные результаты подтверждают выводы современной теории многофазной фильтрации и качественно не противоречат результатам лабораторных исследований процессов нефтевытеснения, в том числе с использованием в качестве вытесняющего агента полимерных растворов. Как известно, коэффициент нефтеизвлечения зависит от отношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей. По результатам анализа разработки более чем 300 месторождений специалис­тами Американского института нефти [5] получена корреляционная зависимость, связывающая значение КИН с параметрами разработки. Один из членов этой зависимости связывает величину КИН с отношением вязкости нефти и воды в виде корня 12-й степени из этого отношения. Используя эту зависимость для оценки влияния загущения воды на КИН в условиях Покамасовского месторождения, можно было бы ожидать прирост КИН всего лишь на 2 %, что существенно ниже экспериментально наблюдаемого эффекта. По-видимому, в силу того, что указанная корреляционная зависимость получена в основном за счет использования данных по заводнению месторождений нефти с сильно различающейся вязкостью, в ней не учтены специфические эффекты изменения механизма вытеснения при полимерном заводнении. Лабораторные исследования изменения водонасыщенности вдоль прозрачной нефтенасыщенной модели пласта, выполненные Л.Ленорманом [6] с использованием нефтей с различающимся на 3 порядка значением вязкости, наглядно иллюстрируют негативное влияние высоких (по отношению к воде) значений вязкости нефти на величину КИН. Уже при 10-кратном превышении вязкости нефти по отношению к воде происходит деформация фронта вытеснения с образованием фрактальных структур (рис. 6).

 

Рис. 6. Визуализация вытеснения нефти водой в прозрачных моделях пласта при различных
соотношениях вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей (Мвн = 10; 1; 0,1; 0,01)
L – расстояние по длине модели,  см; Кв – водонасыщенность [6]

 

Возникают обширные, не охваченные заводнением, зоны, дальнейшая выработка запасов этой “защемленной нефти”, как свидетельствует промысловый опыт, проблематична. В описанном промысловом эксперименте одновременно с началом закачки воды для поддержания пластового давления проводилась обработка призабойной зоны переводимых под закачку скважин для предотвращения образования языковых прорывов воды по трещинам и каналам повышенной проводимости высоковязкими композициями на основе биополимера (Продукт БП-92). Вместе с тем, вопреки укоренившемуся мнению, что после прокачки водой 2-5 поровых объемов коллектора формируется практически неизвлекаемая нефть, лабораторные эксперименты, например Р.Салатьела [6], свидетельствуют о том, что “доотмыв” пласта продолжается и после прокачки 5000 поровых объемов воды (рис. 7).

 

Рис. 7. Зависимость остаточной нефтенасыщенности от объема промывки водой пласта со смешанным типом смачиваемости (по Р.Салатьелу) [6]

 

Уместно отметить, что после прокачки через образец 1000 поровых объемов воды концентрация нефти на выходе из образца составляет единицы ppm, однако логарифмический характер изменения насыщенности при этом сохраняется, что, в свою очередь, может служить достаточным обоснованием использования логарифмических зависимостей при построении характеристик вытеснения для реальных объектов разработки. По-видимому, укоренившееся мнение о “практической” неизвлекаемости остаточной нефти в пласте, обусловленное нерентабельностью добычи нефти с обводеннностью более 99 %, привело к ошибочным представлениям о том, что крайние точки на зависимостях относительных фазовых проницаемостей нефти от водонасыщенности образца и предопределяют порог остаточной нефтенасыщенности. Именно ошибочность таких представлений привела к тому, что основной объем работ по повышению нефтеотдачи пластов сконцентрирован лишь на одном направлении – увеличении охвата заводнением за счет совершенствования систем разработки (плотность сетки скважин, их конструкция и взаимное расположение), а также мероприятиях по компенсации негативного влияния неоднородности коллектора на КИН путем селективного тампонирования высокопроницаемых, полностью промытых каналов фильтрации. Объем же работ, направленных на снижение остаточной нефтенасыщенности (после кратковременного бума, связанного с применением для доотмыва пласта поверхностно-активных веществ в 70-х гг. прошлого столетия), как у нас в стране, так и за рубежом крайне ограничен. Факт удивительный еще и потому, что научные основы подходов к регулированию остаточной нефтенасыщенности (ОНН) в пласте давно сформулированы. Так, Н.Н.Михайлов с соавторами в работе [6] отмечают, что “Подвижность капиллярно-защемленной ОНН определяется ее структурой и числом капиллярности*. При изменении условий вытеснения ОНН могут также измениться. В частности, при возрастании гидродинамического перепада давления в части наиболее крупных пор локальный гидродинамический градиент давления может превысить локальный капиллярный перепад и глобула остаточной нефти может приобрести подвижность и выйти из своей поры-ловушки. Далее, соединяясь с другими глобулами, остаточная нефть может образовать связанную систему и приобрести подвижность. Добиться подвижности защемленной нефти можно и другими способами, например, за счет снижения действующего локального капиллярного давления посредством использования ПАВ или за счет повышения вязкости вытесняющего агента. На действии этих факторов основаны некоторые методы увеличения нефтеотдачи пластов”.

* Под капиллярным числом подразумевается мера отношения гидродинамических сил к капиллярным. Из соображений размерности эта величина может быть представлена в виде N = Vwmw/s=k0fwDP/sL , где L – длина образца; s – межфазное натяжение; k0 – проницаемость; fw – значение относительной фазовой проницаемости вытесняющей жидкости; Vw – линейная скорость фильтрации вытесняющей жидкости; mw – ее вязкость.

Очевидно, что фактические условия продвижения мениска в поровом канале более сложные – необходимо учитывать смачиваемость породы, особенности геометрии пор и поровых каналов (их характерные размеры, а также дисперсию распределения пор по размерам, конфузорность-диффузорность поровых каналов и т.п.).

По результатам обработки боль­шого числа лабораторных экспериментов с керном и насыпными моделями установлено [6], что при малых значениях капиллярного числа (10-7-10-4), характерных для большинства разрабатываемых в режиме заводнения объектов, остаточная нефтенасыщенность в образце остается неизменной и составляет 0,30-0,37, что находится в полном соответствии с выводами теории перколяции. Однако при более высоких значениях капиллярного числа (Nкр > 10-4) наблюдается вытеснение 90-95 % капиллярно-защемленной нефти. Диапазон критических значений капиллярного числа достаточно широк (более десятичного порядка). Отсюда, в частности, следует и вывод о независимости нефтеотдачи от плотности сетки скважин при использовании достаточно редких сеток; действительно, при 2-кратном сокращении расстояния между скважинами градиент давления может быть увеличен в 2-3 раза, но не более, что явно недостаточно для значимого увеличения N. 10-кратное же уплотнение сетки скважин могло бы обеспечить существенный рост КИН, но рентабельность такого решения в условиях неустойчивой ценовой конъюнктуры проблематична. Существенное увеличение давления закачки для увеличения градиента давления чревато образованием техногенных трещин в пласте, что неизбежно приведет к снижению охвата заводнением и уменьшению КИН. По-видимому, на критическое значение Nкр оказывают влияние такие параметры системы, как значение смачиваемости породы различными жидкостями и особенности строения пустотного пространства (соотношения продольных и поперечных размеров пор и поровых каналов, их конфузорность-диффузорность и т.п.). К настоящему времени накопленный объем экспериментальных данных недостаточен для точной привязки значения Nкр к параметрам пустотного пространства коллектора. В качестве иллюстрации этого утверждения приведем зависимости относительных фазовых проницаемостей для двух образцов керна продуктивных отложений пластов ЮК10-11 Талинского месторождения (рис. 8) [7].

 

Рис. 8. Результаты исследования керна пласта ЮК10-11 Талинского месторождения
Образец,  отобранный:  A – из “суперколлектора”,  Б – из низкопроницаемой (основной) зоны пласта [5]

 

Образец керна из высокопроницаемой зоны коллектора (суперколлектор), несмотря на более высокие значения пористости, размеров поровых каналов и других параметров, характеризуется более высокими значениями остаточной нефтенасыщенности, чем низкопроницаемый образец породы. Наиболее вероятная причина – порода, слагающая высокопроницаемый образец, гидрофобна. Тем не менее во многих конкретных случаях значения капиллярного числа при реализованных системах и режимах разработки достигают значений 10-5-10-4. В такой ситуации 10-кратное увеличение фильтрационного сопротивления вытесняющей жидкости на порядок увеличит N и “освободит” значительную часть капиллярно-защемленной нефти. Многочисленные лабораторные эксперименты по вытеснению нефти из керна полимерными растворами, как правило, свидетельствуют о значительном увеличении (по сравнению с водой) коэффициента вытеснения. Так как при ламинарном несмешивающемся вытеснении нефти жидкостью, не влияющей на структуру порового пространства, коэффициент вытеснения не должен меняться, то этот факт не получил приемлемого объяснения в рамках используемых нефтяниками модельных представлений о полимерных растворах как о вязких жидкостях. Не дает возможности непротиворечивой интерпретации этих экспериментальных фактов и привлечение соображений относительно вероятного влияния на нефтевытеснение изменения межфазного натяжения. В этой связи уместно сослаться на уникальные исследования изменения остаточной нефтенасыщенности в пласте после прохождения оторочек полимерных растворов и ПАВ, выполненные В.И.Дворкиным [4] на месторождениях Татарстана. С помощью измерений нефтенасыщенности в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми трубами, установлено значительное (до 20 %) снижение нефтенасыщенности при закачке в пласт растворов полиакриламида и оксиэтилцеллюлозы, обладающих, по нашим данным, вязкоупругими свойствами. Растворы же поверхностно-активных веществ, не обладающих вязкоупругими свойствами, по данным [4], не обеспечили значимого снижения нефтенасыщенности. Сегодня у спе­циалистов нет единого мнения относительно механизма влияния полимерных добавок к закачиваемой воде на процесс нефтевытеснения. С использованием представлений теории перколяции процесс снижения остаточной нефтенасыщенности может быть описан следующим образом [2]. При закачке в пористую среду, содержащую две несмешивающиеся жидкости с различной вязкостью, полимерного раствора с более высокой вязкостью последний проникает преимущественно в каналы с большими диаметрами, обес­печивая тем самым разрушение непрерывных кластеров с повышенной проводимостью. Вследствие этого закачиваемая вода начинает двигаться в непрерывных кластерах, образованных каналами с меньшими диаметрами, дренирование которых при наличии кластеров с высокой проводимостью не происходило. Формально это приведет к деформации зависимостей относительных фазовых проницаемостей от насыщенности, выражающейся в снижении значения остаточной нефтенасыщенности и увеличении значения фазовых проницаемостей для нефти (рис. 9).

 

Рис. 9. Влияние полимеров на трансформацию относительных фазовых проницаемостей
А – исходные относительные проницаемости воды и нефти,  Б – модифицированные относительные проницаемости нефти при вытеснении ее растворами полимера с различной концентрацией (для сравнения нанесена кривая относительной проницаемости воды)

 

Примерно к такому же результату можно подойти, используя сведения о возникновении эластической турбулентности при фильтрации в пористой среде вязкоупругих полимерных растворов при очень малых значениях критерия Рейнольд­са [3]. Турбулентные пульсации, несмотря на их малую амплитуду, обладают “моющим” действием, что уже давно используется для очистки резервуаров, трубопроводов и т.д. Очевидно, что турбулентные пульсации влияют на форму зависимостей относительных фазовых проницаемостей от насыщенности и на остаточную нефтенасыщенность. Учет этого влияния создает предпосылки для пересмотра негативных оценок перспектив полимерного заводнения, в частности опыт биополимерного заводнения может быть распространен и на уже заводненные объекты разработки. С учетом того, что в многочисленных лабораторных экспериментах по вытеснению нефти из промытых водой образцов растворами Продукта БП-92 как на насыпных моделях, так и на керне показано увеличение коэффициента нефтевытеснения на 3-20 % (в среднем около 10 %), правомерно ожидать значительного увеличения КИН и на объектах, находящихся на завершающей стадии разработки.

 

Рис. 10. Результаты компьютерного моделирования вытеснения нефти из промытого водой пласта
оторочкой биополимерного раствора с модифицированными фазовыми проницаемостями
Продвижение оторочки от центра области после ее закачки: А – 180 м через 1,25 года,  Б – 210 м через 2 года,  B – 400 м через 5 лет; нефтяной вал – область,  ограниченная красной кривой ниже водонасыщенности,  равной 0,65; межскважинное расстояние (500 м) в пласте с проницаемостью 0,1 × 10-3 мкм2 при типичных значениях градиента давления преодолевается за 10-12 лет

 

Большинство гипотез, выдвинутых для описания влияния полимерного заводнения на КИН, удовлетворяют требованию достаточности, оценить же вклад того или иного механизма в наблюдаемый технологический эффект затруднительно. Использование модифицированных в соответствии с [2, 3] зависимостей относительной фазовой проницательности при проведении компьютерного моделирования, оче­видно, позволяет прогнозировать более высокие значения КИН при реализации полимерного заводнения. На рис. 10 приведены результаты расчетов изменения остаточной нефтенасыщенности при продвижении биополимерной оторочки в промытом водой пласте с проницаемостью 0,1 мкм2 в радиальном направлении от нагнетательной скважины. Хорошо прослеживается формирование нефтяного вала. Уже на расстоянии около 200 м от нагнетательной скважины нефтенасыщенность на фронте достигает значения, близкого первоначальному. В численном эксперименте время продвижения формирующегося нефтяного вала от нагнетательной скважины до добывающей галереи около 10 лет. Таким образом, результаты компьютерного моделирования биополимерного заводнения на поздних стадиях разработки нефтяных залежей (в рамках принятой гипотезы о механизме снижения остаточной нефтенасыщенности) свидетельствуют о возможности значимого увеличения КИН.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате эксперимента для продления маловодного периода эксплуатации добывающих скважин за счет применения биополимерных технологий в виде комбинированных обработок нагнетательных скважин растворами биополимера (Продукт БП-92) и тампонирующими композициями на его основе было получено не только снижение темпов обводнения, но и значительный рост (до 30 %) значений текущей и, как показывают прогнозные расчеты, конечной нефтеотдачи. Это, по нашему мнению, предопределяет возможность приращения извлекаемых запасов (за счет снижения остаточной нефтенасыщенности) как на разрабатываемых, так и на вводимых в разработку месторождениях.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Баев А.В. Особенности геологического строения и основные проблемы разработки пласта ЮВ1 Покамасовского месторождения / А.В.Баев, В.А.Ванин, А.А.Кокорин // Нефтяное хозяйство. – 2000. – № 9.
2. Басниев К.С. Анализ эффективности новых методов и агентов полимерного заводнения для повышения коэффициента нефтеизвлечения / К.С.Басниев, В.В.Кадет, Р.Д.Каневская, А.В.Фомин // Препринт ГАНГ им. И.М.Губкина. – М., 1998.
3. Власов С.А. О возможном механизме повышения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений, разрабатываемых в режиме заводнения / С.А.Власов, Я.М.Каган // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 2.
4. Дворкин В.И. Геофизический мониторинг разработки нефтяных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами. – Уфа: Изд-во ГУП “Уфимский полиграфкомбинат”, 2001.
5. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. – М.: Недра, 1974.
6. Михайлов Н.Н. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности / Н.Н.Михайлов, Т.Н.Кольчицкая, А.В.Джемесюк, Н.А.Семенова / Под ред. Ю.П.Желтова. – М.: Наука, 1993.
7. Семенов В.В. Определение относительных фазовых проницаемостей продуктивных отложений Красноленинского месторождения / В.В.Семенов, М.Ю.Зубков // Отчет по договору № 941, ООО “Сибгеоцентр”. – Тюмень, 2001.


©  А.В. Билинчук, А.П. Рязанов, С.А. Власов, Я.М. Каган, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2007-3.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� Rambler's Top100 �������@Mail.ru