Для увеличения нефтеотдачи месторождений с высоко неоднородными коллекторами на поздней стадии разработки перспективно использовать сочетание гелей и нефтевытесняющих композиций. После изоляции высокопроницаемых обводнившихся пластов путем их блокирования гелем необходимо интенсифицировать фильтрацию жидкости в низкопроницаемом пласте. Поэтому необходима комплексная технология – сначала воздействие гелеобразующей композицией, увеличивающей охват объекта заводнением или паротепловым воздействием, а затем – нефтевытесняющей композицией, интенсифицирующей разработку низкопроницаемого пласта и увеличивающей коэффициент нефтевытеснения.
В Институте химии нефти СО РАН созданы 8 новых промышленных технологий увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритока для месторождения с трудно извлекаемыми запасами, в том числе залежей высоковязких нефтей [3-11]. Создана перспективная концепция использования энергии пласта или закачиваемого теплоносителя для генерации нефтевытесняющего флюида, гелей и золей непосредственно в пласте [3-5]. Разработаны физико-химические основы методов увеличения нефтеотдачи с применением химических интеллектуальных систем: гелеобразующих систем и композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ), сохраняющих, саморегулирующих в пласте длительное время комплекс свойств, оптимальный для целей нефтевытеснения [3, 8]. Для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязкой нефти на поздней стадии разработки создана технология чередующегося паротеплового и физико-химического воздействия нефтевытесняющими композициями на основе ПАВ, генерирующими непосредственно в пласте СО2 и щелочную буферную систему (композиции НИНКАÒ) [9, 10].
Доминирующая роль принадлежит гель-технологиям, увеличивающим охват пласта заводнением. Термотропные гелеобразующие системы в поверхностных условиях являются маловязкими водными растворами, в пластовых – превращаются в гели. Гелеобразование происходит под действием тепловой энергии закачиваемого теплоносителя, без сшивающих агентов [6, 7]. Исследованы кинетика гелеобразования, реологические и фильтрационные характеристики гелей различных типов для неоднородных пластов с проницаемостью в интервале от 0.01 до 10 мкм2. Предложены термотропные гелеобразующие системы: полимерные на основе эфиров целлюлозы и неорганические
системы «соль алюминия – карбамид – вода» с различным временем гелеобразования – от нескольких минут до нескольких суток – в интервале температур 30-320 оС. С их использованием разработаны пять гель-технологий для увеличения нефтеотдачи высоко неоднородных пластов, которые промышленно используются на месторождениях Западной Сибири и республики Коми [4-7]. Экологическая безопасность реагентов, их безвредность для человека позволяют широко использовать гель-технологии на месторождениях России и других стран.
Для увеличения нефтеотдачи залежей с трудно извлекаемыми запасами, в частности, юрских отложений Западной Сибири и пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения, в Институте химии нефти СО РАН предложена комплексная технология с применением гелеобразующих и нефтевытесняющих композиций, обеспечивающая увеличение охвата заводнением и паротепловым воздействием наряду с увеличением коэффициента вытеснения и интенсификацией разработки. В качестве гелеобразующих композиций предложено использовать следующие термотропные системы: неорганические гелеобразующие композиции ГАЛКАÒ на основе солей алюминия и карбамида; полимерные гелеобразующие композиции МЕТКА на основе простых эфиров целлюлозы и карбамида. В качестве нефтевытесняющих – композиции ИХН-60, ИХН-100 на основе ПАВ и щелочной буферной системы; композиции НИНКА на основе ПАВ, солей аммония и карбамида, образующие СО2 и щелочную буферную систему непосредственно в пласте; композиции ИХН-ПРО с регулируемой вязкостью и щелочностью на основе ПАВ, щелочной неорганической буферной системы и многоатомного спирта, совместимые с минерализованными пластовыми водами. Указанные композиции обладают взаимодополняющими составом и физико-химическими свойствами, приводящими к синергетическому усилению их функций.
ИХН СО РАН для повышения эффективности комплексного паротеплового и физико-химического воздействия была предложена внутрипластовая генерация термотропных гелей и золей с авторегулируемой вязкостью. Изменяя концентрацию компонентов в композиции ГАЛКА®, можно получить как свободно-дисперсную подвижную вязкую систему (золь), так и связно-дисперсную неподвижную систему (гель). При образовании золя вязкость системы увеличивается в десятки и сотни раз, но система остается подвижной. Золи можно прокачивать на любое расстояние от скважины, вытеснять остаточную нефть и создавать экраны для перераспределения фильтрационных потоков в любом месте пласта. Для увеличения охвата пласта закачкой пара была предложена градиентная закачка гелеобразующей композиции ГАЛКА®-С – сначала закачивается менее концентрированная система, образующая в пласте золь, которую можно прокачивать на большое расстояние от забоя скважины с целью доотмыва нефти и перераспределения потоков, а затем более концентрированная система, образующая в пласте гель – неподвижный экран.
Исследование реологических характеристик растворов, золей и гелей композиции ГАЛКА®-С методом ротационной вискозиметрии показало, что при температуре 100-1500С растворы твердой товарной формы (ТТФ) композиции ГАЛКА®, разбавленные в 8-10 раз, образуют подвижные золи, их вязкость не превышает 500-900 мПа×с, при тех же условиях растворы ТТФ композиции ГАЛКА®, разбавленные в 5 раз, образуют неподвижные гели с вязкостью в интервале 30 000-160 000 мПа×с. В условиях всестороннего сжатия гель является твердообразным телом коагуляционной структуры с резко выраженной тиксотропией, с пределом текучести порядка десятков Па.
Паротепловое воздействие является хотя и эффективной, но технологически сложной и высоко затратной системой разработки. Поэтому перспективно применение физико-химических методов без паротеплового воздействия. Для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей в отсутствие паротеплового воздействия при 20-40 0С, в частности, пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, предлагается использовать золи на основе низкотемпературной гелеобразующей композиции ГАЛКА®-НТ, а также композиции на основе ПАВ, в которых гидролиз карбамида осуществляется с применением ферментативного катализа (НИНКА®, нетрольная композиция) или композиции ИХН-ПРО.
Проведены лабораторные исследования по созданию подвижных оторочек золя на основе композиции ГАЛКА®-НТ для эффективного вытеснения высоковязкой нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. Экспериментально исследованы реологические и фильтрационные характеристики и нефтевытесняющая способность золей на основе композиции ГАЛКА®-НТ при температуре 20-23 оС на линейных и неоднородных моделях пласта в условиях, моделирующих естественный режим разработки пермо-карбоновой залежи, рис. 1. Установлено, что использование золя композиции ГАЛКА®-НТ при разработке залежей вязких нефтей с низкой пластовой температурой позволяет повысить эффективность вытеснения нефти не только за счет увеличения охвата пласта, но и за счет увеличения коэффициента нефтевытеснения. При этом может производиться и градиентная. Последующая закачка одной или нескольких оторочек нефтевытесняющих композиций – ИХН-ПРО, НИНКА® – приводит к дальнейшему доотмыву нефти как из высокопроницаемых, так и из низкопроницаемых частей пласта, при этом достигаются высокие абсолютные коэффициенты нефтевытеснения, рис. 1.
Исходная газовая проницаемость моделей: а – 2.274 мкм2 ; б – 1 колонка – 0.504, 2 – 2.793 мкм2
Рисунок 1 – Влияние закачки композиции ГАЛКА®-НТ, образующей золь, и композиции ИХН-ПРО на фильтрационные характеристики (подвижность) и вытеснение нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения из линейной (а) и неоднородной (б) нефтенасыщенных моделей пласта при 20-23 оС.
Исходная газовая проницаемость моделей:
а – 2.274 мкм2;
б – 1 колонка – 0.504, 2 – 2.793 мкм2.
В ИХН СО РАН для увеличения нефтеотдачи месторождений c различными геолого-физическими условиями, в том числе залежей высоковязких нефтей, разработаны нефтевытесняющие композиции с регулируемой вязкостью и щелочностью ИХН-ПРО на основе ПАВ, щелочной неорганической буферной системы и многоатомного спирта, имеющие низкую температуру замерзания (минус 20 ÷ минус 60 оС). Композиции ИХН-ПРО имеют низкое межфазное натяжение на границе с нефтью, их плотность можно регулировать в пределах от 1.1 до 1.3 кг/м3, вязкость – от десятков до сотен мПа·с. Композиции применимы в широком интервале температур, от 10 до 300 оС, в том числе как при естественном режиме разработки залежей высоковязких нефтей, так и при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт. Высокая нефтевытесняющая способность, совместимость с минерализованными пластовыми водами, снижение набухаемости глин приводит к доотмыву остаточной нефти как из высоко проницаемых, так и из низко проницаемых зон пласта, рис. 1, 2. Кроме того, закачка подвижных оторочек композиции ИХН-ПРО с регулируемой вязкостью в нагнетательные скважины может приводить к выравниванию подвижностей вытесняющего агента и нефти, снижению вязкостной неустойчивости фронта вытеснения, выравниванию фронта вытеснения, ограничению прорывов вытесняющего агента в добывающие скважины, увеличению коэффициента охвата пластов воздействием.
Кроме закачки композиций на основе ПАВ в нагнетательные скважины, для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей без теплового воздействия предлагается реагентоциклика (аналогично пароциклике). В добывающую скважину закачивается оторочка композиции ПАВ, затем производится закачка воды, после этого производится выдержка 7-14 суток (аналогично пропитке при пароциклике) и затем скважина пускается в работу. Добыча нефти ведется в виде маловязкой прямой эмульсии. После окончания добычи нефти в скважине в первом цикле проводится следующий цикл – закачка чередующихся оторочек композиции ПАВ и воды, как и в первом цикле, выдержка и затем добыча нефти из скважины. В результате наблюдается увеличение добычи нефти как из высокопроницаемых, так и из низкопроницаемых частей пласта, рис.2.
Исходная газопроницаемость: 1 колонка – 0.563 мкм2 , 2 – 2.653 мкм2
Рисунок 2 – Влияние закачки композиции ИХН-ПРО на фильтрационные характеристики (подвижность) и вытеснение нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения из неоднородной модели пласта при 23 оС в условиях, моделирующих реагенто-циклическую обработку добывающих скважин по «холодной» технологии.
Исходная газопроницаемость:
1 колонка – 0.563 мкм2,
2 – 2.653 мкм2
Разработанные композиции ИХН-ПРО на основе ПАВ могут быть использованы для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей, не охваченных тепловым воздействием, либо путем закачки в нагнетательные скважины на различных стадиях разработки, в том числе и совместно с гелеобразующими композициями, либо путем закачки в добывающие скважины методом реагентоциклики.
В ТПП Лангепаснефтегаз ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь» 2001 г. на Лас-Еганском и в 2011г. на Урьевском месторождениях, пласт ЮВ1, успешно проведены опытно-промышленные испытания комплексной технологии закачки гелеобразующей и нефтевытесняющей композиций. На Лас-Еганском месторождении в 3 нагнетательные скважины произведена закачка композиции ГАЛКА-термогель-У в количестве 6, 10 и 18 т и композиции ИХН-100 в количестве 30, 50 и 48 т. В 2011 г. на Урьевском месторождении проведена последовательная закачка сначала высокоплотного раствора термотропной гелеобразующей полимерной композиции МЕТКА для тампонирования нижней части трещин ГРП, а затем нефтевытесняющей композиции ИХН-100 для интенсификации выработки низкопроницаемой матрицы юрского коллектора. Результаты анализа промысловых данных показали, что совместное действие композиций приводит к перераспределению фильтрационных потоков в пласте, подключению низко проницаемых пропластков и интенсификации их разработки, что выражается в снижении обводненности добываемой продукции и увеличению дебитов как по нефти, так и по жидкости эксплуатационных скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными. Так, дополнительная добыча нефти на участке Лас-Еганском месторождения за период с января 2001 по октябрь 2002 г. составила 4.4 тыс. т [5, 11]. Технология рекомендована к промышленному применению на месторождениях Западной Сибири.
Создана комплексная технология увеличения нефтеотдачи залежей высоковязкой нефти, добываемой методом паротеплового воздействия, путем закачки композиций ГАЛКАÒ-С и НИНКАÒ [4, 9, 11]. В 2009-2011 гг. при площадной закачке пара в 41 паронагнетательную скважину пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения произведена закачка композиций ГАЛКАÒ-С и НИНКАÒ, рис. 3. Объем закачки каждой композиции составлял 100-220 тонн на скважино-обработку, всего было закачано 7.7 тыс.тонн композиций. После закачки композиций в добывающих скважинах, гидродинамически связанных с нагнетательными, наблюдается увеличение дебитов по нефти на 4-12 тонн/сут., снижение обводненности на 5-20%. Доплнительная добыча нефти составила около 100.0 тыс.тонн. Технология эффективна для увеличения нефтеотдачи низкопроницаемых и высоко неоднородных коллекторов, на ранней и на поздней стадии разработки месторождений. Общий анализ по годам по всем скважинам показывает эффективность используемых технологий повышения нефтеотдачи, рис. 3.
Рисунок 3 – Анализ эффективности промышленного применения в 2008-2011 гг. технологий повышения нефтеотдачи на Усинском месторождении: увеличение добычи нефти в добывающих скважинах в результате закачки композиций ГАЛКА-С и НИНКА в 41 паро-нагнетательную скважину
Литература
1. Якуцени В.п., Петрова Ю.Э., Суханов А.А. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2007 (2).- С. 1-11.
2. Р.Х. Муслимов. России нужна новая стратегия освоения месторождений – оптимизация добычи и максимизация КИН//Материалы Международной научно-практич. конф. «Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективност разведки и разработки месторождений».– Казань: Изд-во «ФЭН», 2012.– С. 4-9.
3. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений (обзор) // Успехи химии. – 2007. – Т. 76. – № 10. – С. 1034–1052.
4. L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov, Improved oil recovery of high-viscosity oil pools with physicochemical methods at thermal-steam treatments”// Oil&Gas Science and Technology. – 2008. – V. 63, №1. P: 37-48.
5. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей физико-химическими методами /Технологии ТЭК.- 2007.- № 1 (32). С.46-52.
6. L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov, Thermotropic Inorganic Gels for Enhanced Oil Recovery”// Oil & Gas Journal Russia. – 2008. – 5 (18), Р. 64-72.
7. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. Термообратимые полимерные гели для увеличения нефтеотдачи //Химия в интересах устойчивого развития. - 2011.- № 19.- №2 - С.127-136.
8. Л.К. Алтунина, В.А.Кувшинов. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ. Наука, Новосибирск, 1995.
9. Алтунина Л. Композиции ПАВ для эффективного паротеплового воздействия на пласт / Л. Алтунина, В. Кувшинов, И. Кувшинов//Oil&Gas J. Russia.–2010.–№ 6.– С.68–75.
10. Altunina L.K. Synergism of physicochemical and thermal methods intended to improve oil recovery from high-viscosity oil pools / L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov, S.O. Ursegov, M.V. Chertenkov // 16th European Symposium on Improved Oil Recovery. - Cambridge, UK, April 12-14, 2011. CD-ROM. - Paper A13 - 11 pages
11. Алтунина Л.К. Залежи с трудноизвлекаемыми запасами. Комплексная технология увеличения нефтеотдачи / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, И.В. Кувшинов // Oil&Gas Journal Russia. – 2011. – № 6. – C. 110–116.
