К ВОПРОСУ ОБ ОГРАНИЧЕНИИ ЛИНЕЙНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ НАГНЕТАЕМОЙ ЖИДКОСТИ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ
06 июля 2016

К ВОПРОСУ ОБ ОГРАНИЧЕНИИ ЛИНЕЙНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ НАГНЕТАЕМОЙ ЖИДКОСТИ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ

М.А. Строганов (ООО «НПФ «Нитпо», Институт нефти, газа и энергетики ФГБОУ ВПО «КубГТУ», г. Краснодар)

Поднята проблема неравномерного движения фронта вытесняющих вод за счет наличия в пластах-коллекторах отдельных восокопроницаемых каналов. Показаны причины возникновения проблемы и пути ее решения. Обозначены основные признаки и критерии наличия циркуляции нагнетаемой жидкости в добывающие скважины. Показаны особенности работ по внутрипластовой изоляции промытых зон пласта со стороны нагнетательной скважины, приведены требования, которые предъявляются к составам, используемым в технологиях ВПП. Описаны технологии выравнивания профиля приемистости (ВПП). Представлена технология выравнивания профиля приемистости с использованием материалов АКОР БН®, показаны ее возможности, преимущества и опыт  применения.

Некоторые причины неравномерной фильтрации вытесняющей жидкости в процессе заводнения продуктивных пластов

К основным проблемам большинства нефтяных месторождений Российской Федерации относится высокая обводненность и рост доли трудноизвлекаемых запасов нефти. Проблема трудноизвлекаемых запасов осложняется наличием в пластах-коллекторах зон, неохваченных заводнением. Наличие в пластах таких зон связано с тем, что закачиваемая в пласт жидкость имеет свойство фильтроваться не равномерно, а по пути наименьшего сопротивления, т.е. по наиболее проницаемым участкам пласта.

Неравномерная фильтрация вытесняющей жидкости в процессе заводнения нефтяного пласта приводит к снижению коэффициента вытеснения нефти, а так- же к опережающему прорыву фронта нагнетаемых вод в добывающие скважины, что негативно сказывается на конечном коэффициенте извлечения нефти.

Одной из значимых причин неравномерного распределения нагнетаемой жидкости по пласту и преждевременного обводнения добываемого флюида в добывающих скважинах является наличие в пласте-коллекторе единичного высокопроницаемого канала естественного происхождения (естественная трещиноватость в низкопроницаемых карбонатных коллекторах) или техногенной трещины, например, трещины ГРП в терригенных коллекторах. В обоих случаях фильтрация жидкости будет описываться линейным законом. Наличие такого канала вблизи добывающей скважины с высокой вероятностью обуславливает возникновение опережающей фильтрации нагнетаемых вод в добывающую скважину, т.к. вода является более подвижным флюидом, чем нефть (рис. 1). В этих условиях приоритетной задачей является ограничение фильтрации нефтевытесняющих вод по высокопроницаемому каналу (трещине). Задача достигается за 

счет выравнивания проницаемости фильтрующей поверхности пласта. С этой целью могут использоваться потокоотклоняющие технологии и технологии выравнивания профиля приемистости (ВПП). Условная разница между потокоотклоняющими технологиями и ВПП заключается в том, что в первом случае закачивается значительно больший объем состава на метр эффективной мощности пласта.

 

 

 

 

 

 

Цели и целесообразность проведения работ по выравниванию профиля приёмистости в нагнетательных скважинах

Целью работ по выравниванию профиля приемистости является понижение проницаемости отдельных высокопроницаемых промытых каналов (трещин, пропластков), вплоть до их полной изоляции, с одновременным сохранением проницаемости низкопроницаемых зон. В то же время имеют место косвенные результаты мероприятий по ВПП, такие как увеличение коэффициента вытеснения нефти, повышение текущего КИНа, ограничение притока нагнетаемой жидкости в добывающих скважинах и т.д.

О целесообразности проведения работ по выравниванию профиля приемистости можно говорить в том случае, если установлен факт циркуляции вытесняющего агента от нагнетательной к добывающим скважинам, а прогнозный КИН при текущих значениях обводненности не совпадает с проектным по заданному участку разработки. Наличие циркуляции нагнетаемой жидкости в добывающие скважины можно определить по следующим данным и характерным признакам:

· Наличие в разрезах скважин участка(-ов) пласта с повышенной проницаемостью.

· Корреляция каротажных кривых добывающей и нагнетательной скважин.

· Прямая корреляция графиков обводненности добывающих скважин с графиком удельного расхода нагнетаемого агента, построенных в одном временном интервале;

· Результаты трассерных исследований

· Результаты графо-аналитических исследований в добывающих скважинах, подтверждающие наличие прорыва нагнетаемой жидкости в добывающие скважины.

· Результаты химического анализа нагнетаемой и добываемых вод

 

Некоторые особенности работ по внутрипластовой изоляции промытых зон пласта со стороны нагнетательной скважины

В большинстве случаев, особенностью РИР по ВПП является возможность их проведения без предварительного разобщения разнопроницаемых пропластков. Это объясняется тем, что с увеличением проницаемостной неоднородности, увеличивается селективность закачки состава для ВПП (рис. 2).

На графике изображены кривые, показывающие зависимость глубины проникновения  различных жидкостей в несообщающиеся между собой пропластки одинаковой пористости от степени неоднородности данных пропластков по проницаемости. В качестве жидкостей использованы ньютоновские (фактор сопротивления Frотносительно пластовой воды 100 и 1 соответственно) и неньютоновские жидкостей (водный раствор частично гидролизованного полиакриламида, концентрацией 0,1 % и раствор ксантановой камеди концентрацией 0,24 %) [1]. Зависимость получена из применения уравнения Дарси для радиальной фильтрации (при линейной фильтрации селективность проникновения агента в пласт будет увеличиваться).

Из графика видно, что если проницаемость трещины или промытого канала больше проницаемости низкопроницаемого участка в 100 – 1000 раз, то в низкопроницаемый интервал будет фильтроваться не более 15 % от объема состава, попавшего в высокопроницаемый интервал. Таким образом, можно заключить, что при разности проницаемости пропластков в 100-1000 раз возможно проведение работ по ВПП без разобщения разнопроницаемых зон.  При этом, стоит отметить, что проницаемость трещины обычно больше проницаемости породы в 103-10раз [2].Так же, из графика видно, что селективность фильтрации составов зависит от их вязкости. Чем она ближе к вязкости нагнетаемой жидкости (пластовой воды), тем выше селективность фильтрации состава в высокопроницаемый пропласток.  

Успешность проведения работ по ВПП напрямую зависит и от степени расчлененности проницаемостно-неоднородного пласта и растет её увеличением.

Работы по ВПП в монолитных пластах наиболее эффективны с ростом проницаемости сверху вниз по пласту. В этом случае нагнетаемый флюид с большой вероятностью фильтруется по подошве пласта, оставляя невыработанными верхние нефтенасыщенные горизонты. Однако обработка такого пласта вблизи нагнетательной скважины будет недостаточной мерой,  т.к. нагнетаемый флюид может обойти установленный изоляционный экран и вновь устремиться в высокопроницаемые зоны пласта за счет гравитационного расслоения. [3]. При росте проницаемости по пласту снизу вверх создаются благоприятные условия для выработки запасов из низкопроницаемых интервалов по средствам циклического заводнения без проведения работ по выравниванию профиля приемистости. При обработке такого пласта составом для ВПП, может возникнуть нисходящий переток закачиваемой изоляционной композиции, блокирующий низкопроницаемые интервалы пласта.

Если вблизи нагнетательной скважины содержится незначительное количество остаточных извлекаемых запасов, а также в случае проведения многократных повторных обработок призабойной зоны нагнетательных скважин наиболее эффективно формирование изоляционного экрана в глубине пласта. Результаты модельных исследований, проведенных в работе [4] показали, что эффективность повторной обработки по технологии с удаленным гелеобразованием на 46–56 % выше эффективности повторной обработки по традиционной технологии ВПП.

 

Основные требования, предъявляемые к составам, используемым в технологиях по ВПП

Один из подходов к решению проблемы неравномерной фильтрации - снижение фильтрационных характеристик высокопроницаемых и промытых зон пласта. На этом принципе основывается действие гелеобразующих, осадкообразующих и эмульсионных составов, применяемых в технологиях ВПП. Все эти реагенты должны соответствовать особым условиям их применения:

· должны быть легкоприготовимы в промысловых условиях*;

· легко фильтроваться в пласт, иметь вязкость, близкую к вязкости пластовой воды**;

- иметь регулируемые в широком диапозоне сроки геле- или осадкообразования для возможности формирования изоляционной оторочки в глубине пласта;

Изоляционные оторочки, формируемые этими составами должны:

· обладать определенной водоизолирующей способностью;

· сохранять изоляционные свойства в условиях циклического воздействия жидкости заводнения, в том числе с высокой степенью минерализации;

· выдерживать высокие внутрипластовые температуры и разницу давлений в призабойной зоне пласта;

· обладать сдвиговой устойчивостью.


* С учетом специфики работ и большой вероятности закачки больших объемов реагентов используемые составы должны быть доступны и легко применимы в промысловых условиях.

**Чтобы исключить возможность блокирования низкопроницаемых интервалов пласта, в работах по ВПП желательно применение маловязких реагентов с высокими значениями фильтрационных характеристик.

 

Технология выравнивания профиля приемистости с использованием материалов АКОР БН®

Применение кремнийорганических материалов в технологии выравнивания профиля приемистости интересно как с технологической, так и с экономической точки зрения. Данные составы давно зарекомендовали себя среди водоизоляционных реагентов селективного действия благодаря своей неприхотливости к внутрискважинным и внутрипластовым условиям, высокой термостойкости и солестойкости. Кремнийорганические тампонажные материалы на основе алкоксипроизводных этилсиликата отличаютя:

· высокой фильтрационной способностью (вязкость составов близка к вязкости пластовой воды);

· способностью сохранять изолирующие свойства по мере фильтрации вглубь пласта;

· регулируемыми сроками гелеобразования;

· сдвиговой устойчивостью формируемых изоляционных экранов;

· повышенной прочностью формируемых гелей, стойкостью гелей к циклическому воздействию пластовых вод, высоким температурам, окислительной деструкции, другим видам внутрипластовой деструкции и целым рядом иных преимуществ;

Одноупаковочные материалы АКОР БН®по праву считаются универсальными изоляционными материалами, их отличительная особенность - высокая технологичность на протяжении всего цикла взаимодействия с реагентом: от удобной транспортировки в пластиковых бочках евростандарта, до приготовления состава на промысле простым разбавлением пластовой или технической водой. Материалы группы АКОР БН® используются при температуре окружающей среды от-60 до +40 0С. Гарантийный срок хранения реагентов – 1,5 года. Фактический срок применения – 3 года и более. Свойства материалов стабильны во времени, поэтому нет необходимости в их тестировании перед проведением работ на скважинах.

Отдельного изучения заслуживает возможность применения высокоразбавленных водонаполненных составов АКОР БН® в технологии ВППИз одной тонныАКОР-БН®в товарном виде можно получить 11-16 тонн таких составов. В ходе модельных испытаний, проведенных в РУП «ПО «Белоруснефть», доказано, что после закачки в водонасыщенную модель пласта раствора АКОР-БН®102 в соотношении с водой 1:15 произошло снижение проницаемости модели на 99,42%, градиент давления по сравнению с начальным вырос в 106,7 раза.

Анализ результатов позволяет сделать вывод, что при контакте высокоразбавленных составов с пластовой водой образуется достаточно прочный тампонирующий материал. Таким образом, высокоразбавленный состав АКОР БН® рекомендован для применения в технологиях увеличения охвата пластов заводнением.

Рассмотрим опыт применения технологии ВПП материалами АКОР БН®на скважине № 304 Злодаревского нефтяного месторождения (таблица 1) [5]. После закачки материала АКОР БН®приёмистость высокопроницаемого участка пласта снизилась на 137 м3/с,а приемистость низкопроницаемых интервалов уменьшилась на 8 м3/с. В ходе работ избирательно снижена проницаемость высокопроницаемого пропластка, что позволяет судить о достижении цели работ по ВПП.

 

Таблица 1 - Результат РИР на скважине № 304

скв. 304 (нагнетательная)

Вид работ:

Выравнивание профиля приемистости

Отложения:

C1v

Приемистость до РИР, м3

275

Тип коллектора:

Карб.

Давление закачки до РИР, мПа

5

Приемистость после РИР, м3

130

Давление закачки после РИР, мПа

10

Продолжительность эффекта

Продолжался в течение 5 мес., последующие данные отсутствуют

На основании накопленного промыслового опыта, специалистами фирмы «Нитпо» была разработана технология ВПП материалами группы АКОР БН®.

Технология является универсальной и существенно не отличается от типовой технологии выравнивания профиля приёмистости, принятой на месторождении.

Область применения технологии АКОР БН®приведена в таблице 2.

Таблица 2 – область применения технологии ВПП материалами АКОР БН®

Объекты воздействия

Высокопроницаемые канала, с преимущественно линейной фильтрацией (промытые зоны пласта, естественные трещины в низкопроницаемых карбонатных коллекторах, трещины ГРП в терригенных коллекторах и др.)

Конструкция скважин

Вертикальные, наклонно-направленные, горизонтальные скважины (в том числе после проведения ГРП).

Пластовая температура, 0С

до 300

Толщина пласта:   

не ограничена

Температура окружающей среды, 0С

от +40 до -60

Тип коллектора:

Любой

Минерализация пластовой воды:

Любая

Технология адаптивна: в зависимости от внутрипластовых условий материалы АКОР БН® могут использоваться как в товарной форме, так и в виде водонаполненных составов. Низкая вязкость водонаполненных составов, значения которой сравнимы с вязкостью пластовой воды, обуславливает их преимущественную фильтрацию по пути движения нагнетаемой в пласт жидкости, а регулируемое время гелеобразования позволяет устанавливать экран в глубине пласта. С целью увеличения охвата пласта, рекомендуется порционная закачка составов с остановками для внутрипластового структурообразования. При необходимости проведения большеобъемных закачек, АКОР БН® может применяться в сочетании с различными типами полимеров.

Технология ВПП с применением кремнийорганических материалов группы АКОР БН®имеет большой потенциалдля внедрения на месторождениях России и стран СНГ. Данная технология универсальна – она не привязана к конкретным горно-технологическим условиям и легко адаптируется под конкретные требования заказчика.

 

Литература:

1) Seright R.S. Placement of gels to modify injection profiles // SPE 17332. 1988.

2) Повышение нефтеотдачи пластов при ликвидации линейной фильтрации в призабойной зоне нагнетательных скважин - Захаров В.П., Рабцевич С.А., Исмагилов Т.А. (ООО «РН-УфаНИПИнефть») – «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи
пластов. Перспективы развития»: Сб. докл. 5-ой Международной научно-практической конференции. Геленджик, Краснодарский край, 2010 г. / ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо» – Краснодар: ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», 2010. – 304 с.: ил.

3) Sorbie K.S., Seright R.S. Gel Placement in Geterogeneous Systems With Crossflow // Pареr SPE/DOE 24192 presented at the SPE/ DOE Symposium on Enhansed Oil Recovery held in Tulsa, Oklahoma, April 22–24, 1992.

4) А.Н. Куликов, к.т.н.; М.А. Силин, д.х.н., профессор; Л.А. Магадова, д.т.н., профессор; Д.Ю. Елисеев, к.т.н., Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина (Москва, РФ) "Оптимизация последовательности применения технологий ограничения водопритоков и повышения нефтеотдачи пласта в ходе разработки залежей нефти" -  журнал "Территория нефтегаз" № 4 апрель 2013

5) Алонов А.А., Бобриков С.В. (КамНИИКИГС) Опыт применения материала АКОР-БН 102 на Злорадевском месторождении – «Опыт разработки и применения кремнийорганических тампонажных материалов группы АКОР». – Краснодар: ООО «НПФ «Нитпо», 2009. –140 с.: ил.

br bWarningb  Illegal string offset title in bhomeoilgasnitpo.rudocsadminconfigkernel.incb on line b1567bbr
br bWarningb  Illegal string offset title in bhomeoilgasnitpo.rudocsadminconfigkernel.incb on line b1567bbr