УДК 622.276 (476)

В.В. Пирожков, В.Г. Пысенков, И.В. Лымарь,  Е.В. Агеенко,

Н.А. Демяненко (БелНИПИнефть)

В.М. Строганов, А.М. Строганов (НПФ «НИТПО»)

Вступление крупных месторождений нефти Республики Беларусь в позднюю стадию разработки связано со значительной выработанностью активных запасов, приуроченных к высокопродуктивным пластам, высокой обводненностью добываемой продукции, увеличением доли трудноосваиваемых запасов. Это предопределяет снижение объемов добычи нефти и значительное увеличение добычи воды. Одним из важных резервов в преодолении объективных причин снижения добычи нефти является проведение геолого-технических мероприятий, направленных на увеличение нефтеотдачи пластов и снижение добычи воды.

Сложные горно-геологические условия залегания, фильтрационно-емкостная неоднородность пластов-коллекторов, жесткие условия по физико-химическим свойствам пластовых вод ограничивают возможности эффективного применения многих известных методов повышения нефтеотдачи пластов.

Основными ГТМ, направленными на поддержание планируемых уровней добычи нефти на месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть», являются физико-химические методы воздействия на пласт и призабойную зону по ограничению водопритока и изоляции обводненных интервалов и пропластков.

Работы по ограничению водопритока включают:

-  переходы на вышележащие интервалы;

- изоляцию притока пластовых вод в пределах существующего интервала перфорации;

- ликвидацию заколонных перетоков.

В настоящее время наиболее эффективны работы по переходу на вышележащие интервалы. Поэтому последние годы в результате массового проведения таких работ на крупных залежах межсолевого комплекса Ю- Сосновского, Ю- Осташковичского, Осташковичского, Дубровского, Березинского месторождений, дающих основную добычу, выключены из работы значительные мощности работающих интервалов. Мощности интервалов, перспективных для подключения в эксплуатацию, уменьшаются.

В ближайшие годы в связи с вышесказанным количество РИР по переходу на вышележащие интервалы будет уменьшаться. Это повлечет за собой увеличение количества работ в интервале перфорации, по отсечению обводнившихся интервалов и селективной изоляции, которые дают меньшую успешность и технологический эффект при использовании имеющихся в настоящее время водоизоляционных составов и технологий (по сравнению с переходами).

Работы в интервале перфорации сопряжены с определенными трудностями как объективного (природного), так и технологического характера. Высокая фильтрационная неоднородность пластов-коллекторов как по мощности так и по площади пласта, отсутствие или наличие маломощных перемычек, отсутствие достоверной информации о характере водопритока, наличии заколонных перетоков, необходимость уменьшения приемистости поглощающих пластов-коллекторов неизбежно приводят к усложнению работ, увеличению затрат на их производство, уменьшению успешности и длительности полученного эффекта.

Другим направлением ограничения водопритока в добывающих скважинах является воздействие на пласт со стороны нагнетательных скважин для перераспределения фильтрационных потоков и ограничение движения воды по высокопроницаемым зонам. При этом в нагнетательные скважины закачивают потокоотклоняющие составы с повышенной вязкостью и напряжением сдвига.

Для обеспечения высокой эффективности работ по ограничению водопритока и поддержания планируемых уровней добычи нефти на месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть» необходимо вести поиск и активно внедрять новые составы и технологии.

В 2002 – 2003 г.г. были проведены лабораторные исследования и опытно- промысловые работы по отработке технологий ограничения водопритока с применением реагентов АКОР БН-102, Полисил –ДФ и «РИТИН-10».

АКОР БН-102

Кремнийорганические тампонажные материалы группы АКОР БН предназначены для выполнения ремонтно-изоляционных работ в скважинах с температурами от 10 до 300 ºС.

Материалы группы АКОР БН представляют собой жидкости от желто-коричневого до темно-коричневого цвета с температурой замерзания ниже минус 50 ºС и динамической вязкостью 1-30 мПа·с (при 20 ºС). В присутствии воды гидролизуются с образованием жидких водорастворимых продуктов, которые затем отверждаются (гелируются).

Предварительно, перед проведением опытно- промысловых работ, были выполнены лабораторные исследования реагента АКОР БН-102, по результатам которых сделаны следующие выводы:

- АКОР БН-102, по сравнению с ранее исследованным реагентом АКОР Б-100, обладает рядом преимуществ: лучшей совместимостью с водой, водными растворами солей и полимеров и практически не образует осадка при смешивании с водой;

- растворы АКОР БН-102 легко проникают в пористые среды (значения вязкости до 5 мПа×с) (рисунок 1);

- период гелеобразования растворов АКОР уменьшается с ростом минерализации воды затворения, концентрации раствора и температуры, что позволяет подбирать необходимую рабочую концентрацию реагента для условий конкретной скважины (рисунок 2);

- качество образующегося тампонирующего материала зависит от концентрации реагента и вида воды затворения. Так, по мере увеличения минерализации воды плотность гелеобразного материала увеличивается; с уменьшением концентрации АКОР БН-102 в растворах плотность материала снижается;

- результаты испытаний (таблица 1), целью которых было изучение влияния карбонатной породы на время гелеобразования и рН растворов, свидетельствуют о том, что присутствие карбонатной породы ускоряет процесс гелеобразования.

Опытно-промысловые испытания технологии ограничения водопритока с реагентом АКОР выполнялись с ноября 2002 г. по декабрь 2003 г. Всего по состоянию на 01.03.2004 г проведено 12 скважино - операций. Успешность работ - 73 %. Дополнительная добыча нефти составила 11597 тонн  или 1054 тонны на 1 выполненную и 1450 тонн на 1 успешную скважино - операцию.

Работы проводились по следующим технологическим схемам:

Отсечение обводненных интервалов – 7 скважино - операций: скв.36, 37 Дубровского, скв.100s2 Осташковичского, скв. 34 Малодушинского, скв. 112 Вишанского, скв. 34 Давыдовского и скв. 67 Барсуковского месторождений.

Работы, выполненные в скв.36 (21.03.2003 г.), скв.37 (24.12.2002 г.) Дубровского, скв.112 Вишанского (6.11-16.12.2003г.) и скв.34 Давыдовского (13.11-18.12.2003 г.) месторождений, эффективны. 

Рисунок 1 – Зависимость динамической вязкости растворов АКОР БН-102 от плотности воды затворения и температуры  

Рисунок 2 – Зависимость времени гелеобразования составов на основе АКОР БН-102 от плотности воды затворения и температуры

Таблица 1

Физико-химические параметры составов на основе АКОР БН-102

Дополнительно за счет проведенных мероприятий добыто 6081 тонна нефти. Прирост дебита нефти по скважинам составил от 2,6 до 10,2 т/сут. Текущая обводненность добываемой продукции составляет от 16 до 62 %. Перед проведением работ обводненность составила 95-98 %. Эффект продолжается.

Работы, проведенные в скв.100s2 Осташковичского месторождения, не эффективны из-за нарушения технологии. Отсутствие эффекта по скв.34 Малодушинского месторождения связано с геологическими причинами – полным обводнением изолируемого пласта.

Скв.67 Барсуковского месторождения после ремонта запущена фонтанным способом эксплуатации и из-за низкого пластового давления находится в бездействии. Оценить эффективность проведенных работ на момент подготовки данного материала не представляется возможным.

Перевод на вышележащий интервал проведен в скв. 43 Дубровского месторождения (16.07.2003 г.). Дополнительно добыто 124 тонны нефти. Прирост дебита нефти составил 1,64 т/сут.

Перевод на вышележащий горизонт проведен на скв. 9135 Тишковского месторождения (18.06.2003 г.). Работы эффективны. Дополнительно добыто 2376 тонн нефти. Прирост дебита нефти составил 9,3 т/сут. Добываемая продукция безводная.

Перевод на вышележащий горизонт с ликвидацией заколонных перетоковпроведен на скв. 39 s2 Вишанского месторождения (24.09.2003 г.). Работы эффективны. Дополнительно добыто 1767 тонн нефти. Прирост дебита нефти составил 4,5 т/сут. Добываемая продукция безводная.

Ликвидация заколонных перетоков - 2 скважино - операции: скв. 30s2 Осташковичского (24.07.2003 г.) и скв. 141s2 Ю-Сосновского (29.10.2003 г.) месторождений. По скв. 30 s2 Осташковичского месторождения дополнительно добыто 1120 тонн нефти. Прирост дебита нефти составил 5,3 т/сут, обводненность – 85 % (до ремонта - 97,4 %).

Скв. 141s2 Ю-Сосновского месторождения запущена в эксплуатацию 11.11.2003 года. Дополнительная добыча составила 129 тонн нефти. Прирост дебита нефти составил 1,16 т/сут, обводненность – 63,3 % (до ремонта-99,1 %).

Следует отметить, что объем обработки скважин раствором АКОР БН-102 составлял от 6 до 18 м³, расход товарного реагента при производстве вышеуказанных 11 ремонтов составил 25,38 тонн. Стоимость работ по скважинам варьирует от 58407 $ CША до 133001 $ CША. Средняя стоимость 1 ремонта – 106355 $ США. Необходимо отметить тот факт, что стоимость реагента АКОР БН-102 составила 4 % от общих затрат. На сегодняшний день затраты окупились по четырем скважинам: скв. 37 (172,5 %), скв. 36 (122,7 %) Дубровского, скв. 9135 Тишковского (521,1 %), скв. 39 Вишанского (117,9 %) месторождений. По скв. 30s2 Осташковичского месторождения затраты окупятся во втором полугодии 2004 года. В целом окупаемость затрат составила 54,7 %. В целом затраты окупятся в конце 2004 г.

Высокие структурно-механические свойства образующихся гелей, технологичность и возможность регулирования реологических свойств составов, позволяют считать реагент АКОР БН-102 высокоперспективным при производстве РИР. Кроме того, свойство растворов АКОР БН-102 мгновенно гелировать в щелочной среде позволит в перспективе внедрить новые технологии при проведении работ в поглощающих скважинах, которые значительно сократят расход химреагентов, продолжительность и стоимость ремонтов.

Проведенный анализ показал высокую эффективность работ с применением реагента АКОР БН-102.

Полисил – ДФ

Инвертная эмульсия на основе реагента «Полисил-ДФ» применяется для селективной изоляции обводненных пропластков. Получается путем смешения суспензии Полисила - ДФ в углеводородной фазе и водной фазы в соотношении от 1/1 до 1/3.

Выполненные модельные исследования на нефтенасыщенном и водонасыщенном образцах керна показали что, реагент не обладает селективностью и частично выносится, т.е. тампонирующие свойства реагента основаны на механической закупорке каналов фильтрации.

В течение 2003 г. по селективной водоизоляции с применением инвертной эмульсии на основе ”Полисил-ДФ” выполнено 7 скважино - операций. Суммарная дополнительная добыча нефти по состоянию на 01.03.2004 г. составила 845 тонн, на 1 выполненную скважино - операцию это составляет 120,7 тонн, на 1 успешную – 211,3 тонн. Объемы обработки скважин инвертной эмульсией изменялись от 30 до 60 м³. Средний расход на 1 скважино – операцию - 44,6 м³. Удельный расход – 2,1 м³/п.м.

Объектами селективной изоляции являлись подсолевые залежи (семилукский и воронежский горизонты) в скв. 91 Озерщинского, скв. 34 Малодушинского, скв. 110 Вишанского, скв. 9002 Мармовичского, скв.78 Давыдовского месторождения и скв. 111 Тишковского месторождений и межсолевая залежь Дубровского месторождения - скв.43.

Работы включали в себя: проведение ПГИ по определению принимающих интервалов и наличию заколонных перетоков, закачку раствора инвертной эмульсии “Полисил - ДФ”, спуск насосного оборудования и запуск скважин в эксплуатацию.

Стоимость ремонтов с использованием инвертной эмульсии ”Полисил-ДФ” колеблется в пределах 27121- 69365 $ США. Средняя стоимость 1 ремонта –40064 $ США.

Затраты окупятся только по скв.91 Озерщинского месторождения в марте 2004 г. Общая окупаемость на 01.03.2004 г. составляет 19,2%. Удельный объем затрат на инвертную эмульсию в общей стоимости ремонтов составил в среднем 19 %.

Низкая эффективность работ обусловлена:

- недостаточно высокими структурно – механическими свойствами инвертной эмульсии;

- выполнением работ по схеме без подкрепления основного реагента (инвертной эмульсии «Полисил - ДФ») тампонажным материалом, имеющим более высокие структурно – механические свойства;

- недонасыщением по ряду объектов интервалов перфорации инвертной эмульсией;

- отсутствием необходимой промыслово – геофизической информации о текущих свойствах изолируемых пластов (характере насыщения их по разрезу и продуктивных характеристиках).

В связи с весьма низкой эффективностью работ по селективному ограничению водопритока инвертной эмульсией на основе «Полисил - ДФ» дальнейшее продолжение их в условиях нефтяных месторождений РУП «ПО «Белоруснефть» было признано нецелесообразным. В то же время необходимо отметить сравнительно небольшую стоимость ремонтов (при высокой стоимости самой суспензии Полисил-ДФ составляющей 19 % от стоимости работ) и, следовательно, потенциально высокую окупаемость работ. Это обусловлено относительной простотой технологии селективной изоляции (отсутствие многих технологических операций, сопровождающих проведение ремонтов по другим технологиям таких, как: установка цементных мостов, ОЗЦ, бурение, перевскрытие и т.п.), и свидетельствует о перспективности селективной изоляции, но с применением других составов и химреагентов, активный поиск и внедрение которых необходимо продолжить.

РИТИН-10

Реагент «РИТИН-10» – это особым образом обработанный полиакриламид, представляющий собой белый мелкозернистый или порошкообразный полимерный материал. Полимерно - гелевую систему (ПГС) на основе «РИТИН-10» получают путем затворения реагента на пресной воде.

Согласно данным разработчика (ЗАО «РИТЭК»), при попадании в пласт ПГС «РИТИН-10» создает дополнительное сопротивление. В результате нагнетаемая впоследствии вода перераспределяется в менее проницаемые интервалы. Это приводит к выравниванию фронта заводнения, что способствует вовлечению в разработку ранее не дренируемых или слабодренируемых интервалов пласта и, как следствие, увеличению коэффициента нефтеизвлечения.

Предварительно были выполнены лабораторные и модельные исследования реагента «РИТИН-10», по результатам которых были сделаны следующие выводы:

-        при смешивании растворов реагента «РИТИН-10» с минерализованной водой снижается его вязкость (относительно раствора на дистиллированной воде) в зависимости от скорости сдвига в 3-35 раз (рисунок 3);

-        модельные исследования, выполненные на двухслойной модели пласта (насыпная и естественный образец керна), свидетельствуют об эффективности реагента. Так, конечное снижение коэффициента проницаемости после закачки раствора РИТИН-10 по насыпной (высокопроницаемой) модели составило 93 %, а ее долевое участие в процессе фильтрации уменьшилось с 83,3 до 25,8 %;

-        при проведении работ по увеличению охвата пластов заводнением высокая степень минерализации как пластовых, так и попутных вод может сильно снизить эффективность действия реагента.

Рисунок 3 - Зависимость изменения эффективной вязкости реагента "РИТИН-10" от скорости сдвига

Опытно-промысловые работы по увеличению охвата пластов заводнением с использованием реагента «РИТИН-10» были проведены на межсолевой залежи Южно- Осташковичского месторождения путем закачки раствора этого реагента в две нагнетательные скважины: в скв.109 выполнена закачка 13 - 18.05.2003 г. в объеме 907 м³ раствора «РИТИН-10» 0,4 % концентрации; в скв.161 закачали 19-21.05.2003 г. 600 м³раствора «РИТИН-10» 0,6 % концентрации.

Эффективность отслеживалась по 18 добывающим скважинам. По пяти скважинам (скв.134, 138, 183, 186 и 188) произошло незначительное кратковременное снижение обводненности продукции, дополнительная добыча по ним составила 734 тонн нефти.

Для оценки эффективности до проведения опытно-промысловых работ в августе-сентябре 2002 г. и после – в июне 2003 г. выполнены работы по трассированию фильтрационных потоков путем закачки химических индикаторов в нагнетательные скв.109, 132, 161. Сопоставление полученных результатов позволило установить, что работы по охвату пластов заводнением технологически эффективны, так как в результате закачки раствора РИТИН-10 в процессы фильтрации были вовлечены новые низкопроницаемые каналы, общий объем которых увеличился в среднем в 4 раза. Кроме того, изменились скорости движения фильтрационных потоков, а основные объемы воды от нагнетательных к добывающим скважинам стали поступать по системе фильтрационных каналов с проницаемостью 0,004-0,012 мкм², в то время как по результатам первого трассирования фильтрационных потоков основной объем закачиваемой воды поступал через систему каналов с проницаемостью 0,012-0,1 мкм².

Низкая эффективность опытно-промысловых работ может быть объяснена следующими причинами:

1.        частичной деструкцией ПГС «РИТИН-10» в результате контакта с высокоминерализованными пластовой и попутными водами;

2.        удаленностью фронта нагнетания воды от зоны отбора жидкости добывающими скважинами.

Выводы:

1. Анализ выполненных промысловых работ показал, что перед проведением опытно-промысловых работ необходимо проводить всесторонние лабораторные и модельные исследования на предмет целесообразности применения реагентов в условиях нефтяных залежей РУП «ПО «Белоруснефть».

2. Из трех новых опробованных технологий только реагент АКОР БН-102 показал свою высокую эффективность при производстве водоизоляционных работ и был рекомендован к широкомасштабному внедрению на обводненных залежах РУП ”ПО ”Белоруснефть”.

3. Улучшение реологических свойств реагента «РИТИН-10» при контакте с высокоминерализованными пластовыми и попутными водами позволит значительно повысить эффективность работ с его применением.

4. Необходимо продолжить поиск и внедрение новых технологий и селективных составов, потребность в которых возрастает.

Статья опубликована в: Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сборник научных трудов:  – В 2 ч. - Гомель: БелНИПИнефть, 2004 - Вып. 5 - Ч. 2. - 305 с.

© При использовании материалов ссылка на сайт и первоисточник обязательна.