С целью повышения эффективности извлечения запасов сверхвязкой нефти на протяжении многих лет выполняются лабораторные и промысловые испытания различных технологий, направленных на увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) за счет теплового воздействия (ТВ) в комбинации с различными химическими композициями [1 – 10]. В процессе закачки теплоносителя в продуктивном пласте происходит постепенный прогрев пластовой системы, при этом в зависимости от темпов ввода тепла, времени
и расстояния от нагнетательной скважины происходит образование зон с различной температурой. С ростом температуры вязкость нефти снижается, увеличивается ее подвижность, что, в свою очередь, способствует продвижению нефти к забоям добывающих скважин. Распределение температурных зон в продуктивном пласте обуславливает распределение текущей нефте- и водонасыщенности. Как правило, в зоне с максимальной температурой остаточная нефтенасыщенность снижается до минимальной величины.
В условиях неоднородного и трещиноватого коллектора, насыщенного высоковязкой нефтью, в целях выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин остро встал вопрос необходимости разработки химического состава, который при совместной закачке с теплоносителем позволял бы достичь более равномерного охвата пласта тепловым воздействием. Институтом химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) совместно с Филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» была
разработана многофункциональная химическая композиция (МФХК) «МИКА», которая при совместной закачке с горячей водой позволяет обеспечить увеличение конечного КИН за счет увеличения нефтевытесняющей способности и выравнивания фильтрационных потоков в продуктивном пласте (увеличение охвата). В статье представлены результаты комплексных исследований, выполненных с целью внедрения новой термохимической технологии повышения нефтеотдачи на одном из месторождений Тимано- Печорской нефтегазоносной провинции.
Геолого-промысловая характеристика объекта исследований
Залежь высоковязкой нефти представлена карбонатным трещинно-порово-кавернозным типом коллектора, осложненным наличием высокопроницаемых зон (суперколлекторов) и низкопроницаемой матрицей. Залежь располагается на глубинах 1,0 – 1,5 км. Этаж нефтеносности составляет до 300 м. Нефть вязкостью более 300 мПа ∙ с в пластовых условиях преимущественно расположена в низкопроницаемой матричной части пласта, что, наряду с высокой неоднородностью и глубиной залегания, является дополнительным осложняющим фактором.
Естественные температурные условия пласта (начальная температура ниже 25 °С) не обеспечивают необходимой подвижности нефти, что затрудняет ее приток в скважины. Фактические показатели разработки залежи показывают, что приуроченность залежи к трещиноватым, слоисто- неоднородным коллекторам является причиной низкого вовлечения пласта в разработку, активного обводнения продукции скважин и низкой выработки запасов.
За более чем сорокалетний период разработки обводненность продукции скважин достигла более 80 %, а коэффициент извлечения нефти (КИН) составил всего 0,11 д. ед. Для повышения нефтеотдачи пласта на залежи применяются технологии теплового воздействия: площадная закачка пара и пароциклические обработки скважин. С целью повышения эффективности применения тепловых методов была организована работа по разработке, тестированию и промышленному испытанию различных химических составов, которые в комбинации с теплоносителем позволяют снизить приток воды в добывающие скважины и увеличить охват пласта тепловым воздействием в условиях неоднородного, трещиноватого коллектора.
Многофункциональная химическая композиция
При освоении запасов высоковязкой нефти в Тимано-Печорском регионе в различном масштабе применялись различные технологии, основанные на закачке в пласт химических и термохимических реагентов с разными механизмами воздействия [6 – 9]. В таблице 1 представлена информация о некоторых технологиях, которые успешно апробированы в промысловых условиях за последние несколько лет.
В 2018 – 2019 годах в рамках сотрудничества между филиалом ООО «ЛУКОЙЛ- Инжиниринг» «ПермНИПинефть» и ИХН СО РАН выполнялась научно-исследовательская работа по созданию новой многофункциональной химической композиции (МФХК), предназначенной для повышения нефтеотдачи залежей высоковязкой нефти. Полученная композиция «МИКА» разработана на основе системы «ПАВ – борная кислота – карбамид – глицерин – AlCl3 – нитрат аммония – вода». В зависимости от задач и условий применения, свойства композиции могут регулироваться за счет изменения концентрации входящих в нее компонентов. В таблице 1 приведены основные свойства различных вариантов МФХК «МИКА».
Эффект от применения МФХК «МИКА» заключается в частичной блокировке высокопроницаемых, обводнившихся каналов (за счет увеличения вязкости агента закачки), снижении скорости прорыва воды, выравнивании фронта вытеснения нефти и, как следствие, увеличении охвата пласта. Также за счет закачки ПАВ (в составе композиции) снижается межфазное натяжение и изменяется смачиваемость коллектора, что способствует доотмыву остаточной нефти и увеличению КИН.
Лабораторные исследования
С целью оценки эффективности применения МФХК «МИКА» в комбинации с тепловыми методами (горячей водой) для увеличения нефтеотдачи пластов, насыщенных высоковязкой нефтью, были выполнены предварительные исследования «в свободном объеме», оценка коррозионной активности химической композиции, а также серия фильтрационных экспериментов на керновом материале.
Для проведения фильтрационных испытаний была разработана специальная методика исследований, которая включала в себя проведение экспериментов на составных моделях пласта по оценке коэффициентов вытеснения нефти (Квыт) при попеременной закачке горячей воды и МФХК «МИКА-1» в изотермических условиях при температурах 35 – 200 °С (диапазон температур соответствует разной степени прогрева изучаемого пласта). Один из экспериментов выполнялся на составной модели из полноразмерных образцов (длиной около 0,5 м) при ступенчатом повышении температуры от 35 до 200 °С, вытеснение нефти длилось более одного месяца. Исследования выполнялись с использованием уникального специализированного лабораторного комплекса, позволяющего выполнять
подготовку рекомбинированных моделей пластовых флюидов, изучение их PVT-характеристик, фильтрационные эксперименты на моделях пласта из стандартных и полноразмерных образцов керна с применением различных вытесняющих агентов (пар, вода, газ, химические реагенты и др.). Описание и характеристика лабораторного комплекса для изучения МУН приведены в работах [10 – 11].
Подготовительные работы
Для подготовки рекомбинированной модели нефти выполнялось обезвоживание и дегазирование устьевой пробы нефти при температуре 50 °С. Затем определяли вязкость и плотность нефти при температуре 25 °С. Поскольку в составе растворенного газа более 80 %
метана, рекомбинированную пробу нефти подготавливали путем перемешивания дегазированной нефти и чистого метана (по ТУ 51-841-87) до однофазного состояния при давлении 15 МПа и температуре 50 °С. Готовность модели нефти проверяли путем оценки газосодержания методом однократной сепарации и определения плотности и динамической вязкости нефти при пластовых условиях.
Подготовку модели пластовой воды выполняли по шестикомпонентному составу пластовой воды путем растворения соответствующих солей в дистиллированной воде. Перед использованием воду тщательно перемешивали в сосуде хранения, фильтровали через
бумажный фильтр для удаления нерастворившегося остатка, после определяли вязкость и плотность при комнатной и пластовой температурах. Для подготовки теплоносителя (горячая вода) использовалась дистиллированная вода. Параметры используемых и подготовленных флюидов представлены в таблице 3.
Значения вязкости дистиллированной воды (см. таблицу 3) при различных температурах взяты из справочных данных. Газосодержание рекомбинированной пробы нефти определялось при пластовой температуре по итогам трех измерений и составило в среднем 21,0 м3/ м3, что соответствует диапазону изменения газосодержания пластовой нефти изучаемого объекта. Динамическая вязкость рекомбинированной пробы нефти определялась в установке ПИК‑PVT при постоянном давлении 12 МПа и температурах 25, 35 и 200 °С, и ее
величина составила соответственно 890,1, 282,3 и 2,1 мПа∙с.
Для подготовки моделей пласта использовались стандартные и полноразмерные образцы керна, отобранные из продуктивных интервалов объекта исследований. Предварительно для всех образцов выполнялся стандартный комплекс подготовки с определением пористости методом жидкостенасыщения и проницаемости методом стационарной фильтрации.
Остаточная вода создавалась методом полупроницаемой мембраны для стандартных образцов и методом капиллярной вытяжки для образцов из полноразмерного керна. Образцы с остаточной водой насыщались керосином под вакуумом. Компоновка моделей пласта
выполнялась из образцов керна с абсолютной газопроницаемостью в диапазоне от 0,1 до 0,5 мкм2, при этом образцы для каждой модели группировались таким образом, чтобы среднее значение газопроницаемости, пористости и остаточной водонасыщенности
имели близкие значения. Параметры сформированных керновых моделей приведены в таблице 4.
Порядок выполнения экспериментов
Эксперименты по определению Квыт нефти при комбинированной закачке горячей воды и МФХК «МИКА-1» на моделях пласта, скомпонованных из стандартных образцов, выполнялись в следующей последовательности. Сначала насыщенные керосином образцы керна с остаточной водонасыщенностью (Sв ост) помещались в кернодержатель и донасыщались керосином. Модель пласта нагревалась до необходимой температуры и насыщалась рекомбинированной моделью нефти с последующим определением фазовой проницаемости по нефти (Кпр. н). Затем производилась выдержка модели при пластовых условиях с целью достижения термодинамического равновесия системы «порода – флюиды». Вытеснение нефти горячей водой выполнялось с постоянным объемным расходом 0,03 см3/ мин и продолжалось до полного обводнения жидкости на выходе из модели пласта. Объем отбираемой жидкости измерялся при помощи градуированных пробирок с точностью 0,1 см3, устанавливаемых после клапана противодавления. На следующем этапе производилась закачка МФХК «МИКА-1» в количестве 0,5 объема пор керновой модели (Vпор), после чего модель выдерживалась в течение 72-х часов при температуре 35 °С (согласно инструкции ИХН СО РАН). После выдержки вытеснение нефти теплоносителем продолжалось при тех же параметрах, что и до закачки композиции, до полного обводнения вытесняемой жидкости. Эксперимент при 200 °С выполнялся аналогично, за исключением времени выдержки композиции в модели пласта, которое составляло 24 часа. Различия во времени выдержки композиции обусловлены временем гидролиза карбамида и образования высоковязкого золя (по данным ИХН СО РАН).
Далее выполнялся эксперимент на керновой модели из полноразмерных образцов. Моделировался процесс вытеснения нефти горячей водой и оторочками композиции «МИКА‑1» при ступенчатом увеличении температуры (моделирование процесса выработки пласта на
разных стадиях его прогрева). На каждой температурной ступени выполнялась сначала закачка горячей воды с объемным расходом 0,5 см3/мин, а затем производилась закачка композиции «МИКА-1» с тем же расходом) в объеме 0,5 Vпор с последующей выдержкой ее в модели пласта (в течение трех суток при температуре пласта 35 и 90 °С, двое суток при 150 °С и одни сутки при 200 °С). После выдержки выполнялась закачка горячей воды в том же направлении и с тем же объемным расходом. Вытеснение нефти на каждой температурной ступени продолжалось до полного обводнения отбираемой из модели пласта жидкости. В процессе вытеснения фиксировались объемы закачки теплоносителя и вышедших из модели нефти и воды. Коэффициент вытеснения нефти (Квт.2) и его прирост (Квт) рассчитывались по данным начальной/текущей нефтенасыщенности и объему вытесненной нефти. Пробирки с отобранной из модели эмульсией центрифугировались с частотой 2500 об./мин с целью более полного разделения нефти и воды.
В качестве критерия оценки эффективности технологии принималась величина прироста коэффициента вытеснения нефти ( Квт), определяемая как разница между коэффициентами вытеснения нефти водой до и после закачки МФХК «МИКА-1».
Результаты экспериментов
Результаты эксперимента, выполненного на стандартной модели пласта при 35 °С, представлены на рисунке 1.
Прирост коэффициента вытеснения нефти за счет закачки химической композиции составил 0,064 д. ед. (таблица 5). Рост перепада давления при вытеснении нефти водой после закачки композиции, обусловлен увеличением фильтрационных сопротивлений в промытых водой зонах модели и вытеснением нефти из ранее не задействованных зон керновой модели.
Фазовая проницаемость керновой модели по воде при остаточной нефтенасыщенности до закачки композиции составила 0,26·10-3 мкм2, после закачки – 0,15·10-3 мкм2. Таким образом, фактор остаточного сопротивления (ФОС) равен 1,73 ед. (см. таблицу 5), что говорит о снижении подвижности воды в керновой модели.
На рисунке 2 и в таблице 5 представлены результаты эксперимента при температуре 200 °С.
Коэффициент вытеснения нефти до закачки композиции составил 0,679 д. ед., при объеме закачки горячей воды 2,71 Vпор модели пласта. При закачке композиции существенного роста перепада давления не наблюдалось. Максимальное значение перепада давления составило 0,08 МПа. При этом композицией было вытеснено около 1 см3 нефти, что соответствует приросту коэффициента вытеснения нефти на 0,024 д. ед. После закачки и выдержки композиции вытеснение нефти горячей водой продолжилось, при этом прирост коэффициента вытеснения нефти составил 0,0335 д. ед. Таким образом, суммарный Квт при закачке композиции составил 0,0575 д. ед. Конечный коэффициент вытеснения нефти составил 0,7368 д. ед. (см. таблицу 5).
За счет закачки состава произошло увеличение подвижности воды – ФОС составил 0,56 д. ед., фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности выросла с 1,34 до 2,39·10-3 мкм2.
Следует отметить, что жидкость, отбираемая в процессе вытеснения нефти водой после закачки композиции, представляла собой стойкую водонефтяную эмульсию прямого типа («нефть в воде»). Внешний вид проб отобранных флюидов представлен на рисунке 3
Для определения содержания нефти в продукции в каждую пробирку добавлялся раствор деэмульгатора. После чего пробирки выдерживались в термошкафу при температуре 50 °С в течение 24 часов. Затем пробы центрифугировались с частотой вращения ротора 2500 об/мин. После центрифугирования полного разделения фаз эмульсии не наблюдалось – часть нефти оставалась в диспергированном виде.
Результаты эксперимента на полноразмерной керновой модели по вытеснению нефти водой в комбинации с оторочками МФХК «МИКА-1» при ступенчатом повышении температуры с 35 до 200 °С представлены на рисунке 4 и в таблице 5.
Из рисунка видно, что на каждом температурном режиме (стадии теплового воздействия) наблюдается прирост коэффициента вытеснения нефти водой после прокачки оторочки МФХК «МИКА-1». Суммарный прирост коэффициента вытеснения за счет закачки МФХК «МИКА‑1» в эксперименте составил около 0,09 д. ед. По результатам лабораторных испытаний технология была допущена до промысловых испытаний на месторождении.
Результаты опытно-промышленных испытаний
Опытно-промышленные испытания (ОПИ) термохимической технологии с использованием композиции «МИКА» выполнялись в 2020 – 2021 гг. на опытном участке одного из месторождений Тимано- Печорского региона. В рамках работ осуществлялась закачка горячей воды температурой 210 °С в 11 нагнетательных скважин. Ввод очагов проводился постепенно – с марта и до конца 2020 года введено 7 очагов, в 2021 году – еще четыре очага. По технологическим причинам закачка горячей воды выполнялась в непостоянном режиме (ограничения по производительности, внеплановые ремонты на установке подготовки рабочего агента). Тестовая закачка оторочек МФХК «МИКА» осуществлялась в 7 очагов нагнетания в ноябре – декабре 2020 года в общем объеме от 90 до 120 м3/скв.
Для оценки технологической эффективности МФХК «МИКА» выполнялся комплекс промысловых и лабораторных исследований. Анализ динамики показателей добывающего фонда показал рост среднесуточной добычи жидкости (с 42 до 79 т/сут), нефти (с 8,0 до 11,3 т/ ут) и динамических уровней (с 614 до 534 м). Путем анализа попутно добываемой воды установлено изменение pH с 6,5 – 7,5 до 8,0 – 8,5 ед.: смещение в щелочную область обусловлено образованием продуктов термического гидролиза карбамида, входящего в состав щелочной буферной системы МФХК «МИКА».
Результаты изучения направлений и скоростей фильтрационных потоков по результатам трассерных исследований до и после закачки композиции в нагнетательные скважины показывают существенное перераспределение фильтрационных потоков и формирование более равномерного профиля выработки запасов (рисунок 5), что свидетельствует о частичной блокировке высокопроницаемых каналов после закачки МФХК «МИКА».
Оценка дополнительной добычи нефти от реализации ОПИ выполнялась аналитическим способом (по разнице между текущими и базовыми показателями по реагирующим скважинам) и по характеристикам вытеснения.
На рисунке 6 представлена динамика работы реагирующей добывающей скважины. Заштрихованной областью показана добыча нефти, обусловленная закачкой горячей воды (красная), и от МФХК «МИКА» (синяя).
Визуализация поквартальной динамики изменения дополнительной добычи нефти по очагам представлена на рисунке 7. Видно, что по скважинам (диаграммы разного цвета), где выполнялась закачка МФХК «МИКА», положительный эффект сохранялся с декабря 2020 о
августа 2021 года. По тем очагам, где не выполнялась закачка МФХК «МИКА» (4 очага), через полгода получены потери, прорывы воды, снижение дебитов нефти.
В целом по опытному участку динамика изменения накопленной дополнительной добычи нефти имеет растущий тренд до августа 2021 года (см. рисунок 7) с пиковой добычей в 44,7 тыс. тонн (см. рисунок 6), из которых эффект от МФХК «МИКА» составил 7,7 тыс. т дополнительно добытой нефти. Начиная с сентября 2021 года наблюдались прорывы закачиваемой воды к добывающим скважинам, увеличение обводненности, снижение среднесуточных дебитов нефти и снижение количества выноса компонентов композиции, что
связано с окончанием эффекта от закачки МФХК «МИКА» и снижением общей накопленной дополнительной добычи нефти к 01.01.2022 до 18,8 тыс. тонн (см. рисунок 6).
Выводы
По результатам фильтрационных исследований на керне прирост коэффициента вытеснения нефти от закачки горячей воды в комбинации с МФХК «МИКА» составил от 5,75 – 6,37 % (на образцах стандартного размера) до 8,98 % (на полноразмерных образцах) при
температуре 35 – 200 °С.
Прирост коэффициента вытеснения нефти после закачки оторочек композиции свидетельствует о способности МФХК «МИКА» дополнительно вытеснять высоковязкую нефть в широком диапазоне температур в условиях трещиновато-порового, неоднородного коллектора.
Рост перепада давления, возникающий при вытеснении нефти горячей водой после закачки и выдержки МФХК «МИКА», подтверждает способность композиции блокировать промытые от нефти участки и перераспределять поток теплоносителя в зоны, ранее не охваченные тепловым воздействием. Данный процесс приводит к увеличению охвата пласта тепловым воздействием и увеличению степени нефтеизвлечения.
Первые результаты промысловых испытаний комбинированной, термохимической технологии подтверждают эффективность МФХК «МИКА» и возможность ее применения для повышения нефтеотдачи неоднородных залежей высоковязкой нефти.
Литература
1. Рузин Л.М., Чупров И.Ф., Морозюк О.А., Дуркин С.М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов. – Изд. 2-е, пер. и доп. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. – 480 с.
2. Морозюк О.А. Инновационные технологии разработки залежей аномально вязких нефтей / О.А. Морозюк, Л.М. Рузин // Нефтепромысловое дело. – 2012. – № 2. – С. 17 – 22.
3. Бондаренко А.В., Андреев Д.В., Мукаев Р.Х., Карманов А.Ю., Пастухов И.А., Письменников Д.Н. Повышение эффективности разработки пермокарбоновой залежи сверхвязкой нефти Усинского месторождения Республики Коми // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019, ОАО «ВНИИОЭНГ».
4. Рузин Л.М. и др. Лабораторные исследования влияния добавки растворителя к закачиваемому теплоносителю на процесс теплового воздействия // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 9. – С. 28 – 34.
5. Рузин Л.М. и др. Лабораторные исследования влияния добавки щелочи к закачиваемому теплоносителю на коэффициент вытеснения высоковязкой нефти //Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 5. – С. 14 – 19.
6. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Кувшинов И.В. Применение термотропных композиций на низкопродуктивных скважинах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения // Химия нефти и газа. – 2015. – С. 304 – 309.
7. Алтунина Л. К. и др. Нефтевытесняющая композиция ПАВ с регулируемой вязкостью для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей // Георесурсы. – 2016. – Т. 18. – № 4. – С. 281-288.
8. Altunina L. K. et al. Enhanced oil recovery from Permian-Carboniferous deposit of high-viscosity oil in the Usinsk oilfield with physicochemical and complex technologies //AIP Conference Proceedings. – AIP Publishing LLC, 2018. – Т. 2051. – № 1. – С. 020010.
9. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Кувшинов И.В. Физико-химические технологии с применением гелей, золей и композиций ПАВ для увеличения нефтеотдачи месторождений на поздней стадии разработки // Георесурсы. – 2014. – № 4 (59). – С. 20-26.
10. Морозюк О.А. и др. Развитие экспериментальных исследований термохимических методов воздействия на пласт в филиале ООО «ЛУКОЙЛ- Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми // Нефтяное хозяйство. – 2018. – №. 7. – С. 82 – 85.
11. Морозюк О. А. и др. Экспериментальные исследования вытеснения высоковязкой нефти диоксидом углерода из карбонатных пород // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – №. 6. – С. 51 – 56.
