image

Территория Нефтегаз № 3 2016

Добыча нефти и газа

01.03.2016 10:00 Опыт применения оптических методов оценки эффективности щелочно-полимерной композиции для увеличения нефтеизвлечения пластов
В данной статье приведены результаты исследований влияния применения щелочно-полимерной композиции на выработку запасов нефти девонских отложений Миннибаевской площади и бобриковского горизонта залежи № 5 Ромашкинского месторождения. Миннибаевская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения. Поверхностная нефть по плотности относится к типу средних, к классу сернистых и парафинистых нефтей. Залежь № 5 является одним из крупных и сложных объектов разработки Ромашкинского месторождения, совпадает в плане с Миннибаевской площадью девонского горизонта. По данным анализа поверхностных проб, нефть бобриковского горизонта тяжелая. По содержанию серы нефть является высокосернистой. Была проанализирована работа участков скважин, эксплуатирующих указанные терригенные коллекторы, с различными геолого-физическими параметрами в условиях заводнения с воздействием щелочно-полимерной композиции. Скважины имеют различные коэффициенты влияния: от максимальных величин 1,00 до величин, равных 0,2. Средняя обводненность продукции исследованных скважин составляла на момент анализа 12,1–82,5% с различными величинами дебита по нефти. Ни один из рассмотренных параметров, кроме коэффициента светопоглощения нефти, не имеет существенных изменений на начальном периоде реагирования добывающих скважин. Именно оптические свойства нефти оказались наиболее чувствительными к изменению состава и свойств добываемой продукции скважин. Анализ показал, что изменения оптических свойств нефти связаны со значениями обводненности продукции скважин прямо пропорциональной зависимостью. Таким образом, высокая степень обводненности продукции исследованных скважин не является следствием преждевременного прорыва воды в зону дренирования этих скважин – большая часть запасов была охвачена заводнением в течение длительного периода времени до момента проведения данного исследования.
Ключевые слова:

Миннибаевская площадь, залежь № 5, оптические свойства нефти, коэффициент светопоглощения нефти, щелочно-полимерная композиция.

Ссылка для цитирования:

Гуськова И.А., Габдрахманов А.Т., Леванова Е.В., Гумерова Д.М., Рыбаков А.А. Опыт применения оптических методов оценки эффективности щелочно-полимерной композиции для увеличения нефтеизвлечения пластов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 3. С. 70–74.

Открыть PDF


Регулирование процессов выработки нефтяных залежей основывается на управлении движением нефти в пласте. Поэтому современные технологии добычи нефти должны базироваться на знании природных и техногенных процессов, ответственных за формирование остаточной нефтенасыщенности в продуктивных пластах. Анализ динамики свойств добываемой нефти позволяет косвенно судить о пластовых процессах, происходящих при добыче нефти. Изменения состава добываемой продукции связаны как с исходной геологической неоднородностью минерального скелета пласта и его геометрическими параметрами, так и с постепенным формированием остаточных запасов нефти. В начальный период добычи происходит выработка наиболее подвижных фракций нефти, по мере истощения запасов извлекается остаточная нефть, обогащенная тяжелыми фракциями. При этом любое мероприятие приводит к изменению условий разработки залежи. Вследствие этого слабо адсорбированный материал десорбируется со стенок порового пространства. Также может происходить изменение охвата пласта и вовлечение в процесс движения ранее неподвижной нефти или исключение из процесса движения нефти по низкопроницаемым участкам коллектора из-за изменения фильтрационно-емкостных свойств пласта, усиления структурированности пластовых флюидов и др. [1–3].

15-1.jpgОдним из наиболее чувствительных методов анализа изменения свойств добываемой нефти является спектрофотометрический анализ [4]. Коэффициент светопоглощения нефти зависит от содержания в нефти асфальтенов и смол (хромофорных соединений, обуславливающих окраску) и определяется из закона Бугера – Ламберта – Бера фотоэлектрическим методом при помощи спектрофотометров или фотоэлектроколориметров. Чем больше в добываемой нефти хромофорных соединений, тем выше величина коэффициента светопоглощения нефти (Ксп).

В данной статье приведены результаты исследований влияния применения щелочно-полимерной композиции на выработку запасов нефти девонских отложений Миннибаевской площади и бобриковского горизонта залежи №5 Ромашкинского месторождения.

Миннибаевская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения. В разрезе кыновского и пашийского горизонтов выделено 9 продуктивных пластов: Д0, «а», «б1», «б2», «б3», «в», «г1», «г2+3», «д». Пласт Д0 является отдельной залежью пластово-сводового типа. Рассматривая в целом характер распространения коллекторов горизонта ДI, можно отметить невысокую связанность коллекторов верхнепашийских отложений (пласты «а», «б1», «б2», «б3»), что исключает значительные перетоки нефти и воды между пластами. Анализируемые скважины эксплуатируют верхнепашийские пласты. В достаточной степени изолированным от верхнепашийских и пластов «г» и «д» нижнепашийских коллекторов является пласт «в». Коллекторы пластов «г» и «д» в большей степени связаны между собой, основная доля слияний смежных пластов вскрыта двумя и более скважинами, то есть эти пласты являются практически единой гидродинамической системой. Величина плотности пластовой нефти по площади изменяется от 765 до 856,9 кг/м3, среднее значение – 802,3 кг/м3; коэффициент вязкости пластовой нефти – от 2,20 до 4,84 мПа.с, среднее значение – 3,55 мПа.с. Поверхностная нефть по плотности относятся к типу средних, к классу сернистых и парафинистых нефтей (данные института «ТатНИПИнефть» и ЦНИЛ ОАО «Татнефть»).

В конце августа 2014 г. на нагнетательной скважине **212 (Миннибаевская площадь) была произведена закачка щелочно-полимерной композиции (ЩПК-Н) в два цикла: 1-й цикл – произвели закачку раствора на основе гидроксида натрия и полимера в объеме 250 м3; 2-й цикл – произвели закачку щелочного раствора в объеме 50 м3 при давлении закачки примерно 10–14 МПа.

Анализ влияния данной композиции на пластовую систему проводился по шести окружающим скважинам. Представительными были пробы по четырем скважинам. Реакция каждой добывающей скважины этого участка на данное воздействие отличалась. Надо отметить, что анализируемая технология не является лидером по показателям технологической эффективности среди методов увеличения нефтеизвлечения (МУН), применяемых на девонских и карбоновых отложениях Ромашкинского месторождения [5]. Но несмотря на это и на тот фактор, что центральные площади Ромашкинского месторождения на сегодняшний день характеризуются наибольшей выработанностью, анализ проб добываемой нефти показал, что в большинстве случаев, кроме зоны дренирования добывающей скважины **818, продукция скважин стала более легкой, произошло вовлечение в разработку новых зон коллектора с малоизмененной нефтью.

Рассмотрим примеры по добывающим скважинам **18 и **818. Параметры работы скважин и свойства добываемой продукции до и после проведения мероприятия сведены в таблицу 1.
В данной таблице указаны средние величины дебитов нефти и обводненности продукции скважин за шесть месяцев до и средние величины этих параметров после применения МУН.

В связи с относительно малым периодом времени, прошедшим после применения анализируемой технологии повышения нефтеизвлечения, средние величины дебита нефти в период реагирования не указаны. Также некорректной будет оценка величины дополнительно добытой нефти и прироста дебита.

Если в пробах, отобранных из скважины **18 до применения технологии ЩПК-Н, средняя величина коэффициента светопоглощения проб нефти была равна 2515,5 см-1 при длине волны 385 нм, то после применения анализируемой технологии величина коэффициента светопоглощения добываемой нефти уменьшилась и стала равной 2185,27 см-1. Подробное обоснование выбора длины волны для исследования оптической плотности нефти на текущей стадии разработки Ромашкинского месторождения дано в [3].

Иная ситуация по скважине **818: до применения технологии по увеличению нефтеизвлечения средняя величина коэффициента светопоглощения проб нефти была равна 2306,59 см-1 при длине волны 385 нм, после применения анализируемой технологии величина коэффициента светопоглощения добываемой нефти увеличилась до 2561,60 см-1 [6].

Что касается залежи № 5, то она является одним из крупных и сложных объектов разработки Ромашкинского месторождения, совпадает в плане с Миннибаевской площадью девонского горизонта. Бобриковские отложения залежи № 5 характеризуются высокой неоднородностью по разрезу и площади, которая оказывает существенное влияние на основные технологические показатели разработки. Коэффициент динамической вязкости нефти по залежи № 5 составляет в среднем 27,04 МПа.с. Плотность пластовой нефти – 851 кг/ м3, сепарированной – 894,8 кг/ м3.
По данным анализа поверхностных проб, нефть бобриковского горизонта тяжелая. По содержанию серы нефть является высокосернистой (данные института «ТатНИПИнефть» и ЦНИЛ ОАО «Татнефть»).

На нагнетательной скважине **653, вскрывшей бобриковский горизонт, в конце мая 2014 г. произвели закачку щелочно-полимерной композиции также в два цикла: 1-й цикл – закачали в скважину раствор ЩПК в объеме 200 м3 на основе гидроксида натрия и полимера; 2-й цикл – закачали в скважину щелочной раствор в объеме 50 м3 при давлении закачки примерно 8,8 МПа.

Была исследована динамика свойств добываемой нефти из реагирующих скважин **77, **652, **775 (пробы нефти со скважины **776 оказались непредставительными). Параметры работы скважин и свойства добываемой продукции до и после проведения мероприятия сведены в таблицу 2.
В данной таблице указаны параметры, средние за шесть месяцев до и после применения МУН.

В результате было установлено, что оптическая плотность добываемой нефти скважины **77 уменьшилась, то есть подключились непреобразованные запасы нефти: средняя величина коэффициента светопоглощения проб нефти уменьшилась с 4066,90 до 3636,60 см-1. Однако оптическая плотность нефти скважины **775 увеличилась с 4035,20 до 4137,82 см-1, а скважины **652 – кратно повысилась с 2089,60 до 4173,39 см-1, что можно объяснить увеличением фильтрации нефти из «промытой» зоны пласта в районе дренирования этих двух скважин [6].

Таким образом, была проанализирована работа участков скважин, эксплуатирующих терригенный коллектор, с различными геолого-физическими параметрами в условиях заводнения с воздействием щелочно-полимерной композиции. Скважины имеют различные коэффициенты влияния: от максимальных величин 1,00 до минимальных 0,2; средняя величина обводненности продукции исследованных скважин составляла на момент анализа от 12,1 до 82,5%, дебита по нефти – от 1,34 до 6,47т/сут. При этом из приведенных в таблицах 1 и 2 данных видно, что ни один из рассмотренных параметров, кроме коэффициента светопоглощения нефти, не имеет существенных изменений на начальном периоде реагирования добывающих скважин. Именно оптические свойства нефти оказались наиболее чувствительным параметром, отражающим изменения состава и свойств добываемой продукции скважин. Изменения оптических свойств нефти связаны со значениями обводненности продукции скважин прямо пропорциональной зависимостью: чем выше обводненность продукции, тем более оптически плотной становится добываемая нефть. Из результатов данных исследований можно сделать заключение, что требуются принципиально другие методы воздействия на пластовую систему [6].




← Назад к списку


im - научные статьи.