1

ВАРИАНТЫ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ ЗАЛЕЖИ

С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ

Актуальной задачей являются вопросы выбора объектов с высоковязкой нефтью для применения методов

увеличения нефтеотдачи (МУН). Рассмотрены критерии и алгоритм ранжирования объектов разработки и вы-

бора первоочередных из них для проведения МУН. Выбор (ранжирование) первоочередных объектов с высо-

ковязкой нефтью для проведения опытно-промышленных работ (ОПР) с применением МУН предлагается вести

по методике, основанной на следующих основных показателях: вязкость пластовой нефти, степень выработки

начальных извлекаемых запасов (НИЗ), текущая обводненность добываемой из скважин продукции, отношение

выработки НИЗ к текущей обводненности, расчлененность объектов, эффективная нефтенасыщенная толщи-

на. Полученные значения показателей для каждого из рассматриваемых объектов суммируются, и объекты за-

носятся в таблицу по убыванию суммарного показателя. Первые объекты в таблице являются первоочередны-

ми для проведения ОПР. Одной из наиболее действенных технологий повышения эффективности разработки

залежей с высоковязкой нефтью является полимерное заводнение, которое наиболее эффективно для зале-

жей высоковязкой нефти при условии их значительной неоднородности, высокой обводненности продукции

скважин и при низких значениях выработки извлекаемых запасов. Для залежи с высоковязкой нефтью прове-

дены расчеты полимерного заводнения в программном комплексе Tempest More компании ROXAR. Концентра-

ция раствора полимера рассчитана исходя из равенства динамических вязкостей раствора и пластовой нефти.

С помощью геолого-гидродинамической модели рассмотрено семь вариантов закачки раствора полимера в

пласт с различным объемом оторочки.

Ключевые

слова:

залежь

нефти,

скважина,

коэффициент

продуктивности,

высоковязкая

нефть,

коэффици-

ент

извлечения,

обводненность,

полимерное

заводнение,

ранжирование,

гидродинамическое

моделирование.

Введение

Нефти по динамической вязкости

в пластовых условиях подразделяются

в России на три класса: с малой (менее

5

мПа·c),

повышенной

(5–30

мПа·c)

и

вы- сокой (более 30 мПа·c) вязкостью.

При вязкости, превышающей 30 мПа·с,

на- блюдаются осложнения при добыче

неф-

ти,

снижаются

эффективность

обычного

заводнения

продуктивных

пластов и, без применения специальных

м е т о д о в

и

т е х -

н о л о г и й

М У Н ,

коэффициенты нефтеизв- лечения.

Мировые запасы высоковязкой нефти

(ВВН)

значительно

превышают

запасы

нефти

малой

и

повышенной

(средней)

вязкости. Россия обладает запасами ВВН

(включая битумы) более 6 млрд т. К рос-

сийским регионам, где сосредоточены

промышленные запасы ВВН, относится

и Пермский край.

Высоковязкие нефти в Пермском крае

Объекты с ВВН приурочены к

средне-

и

высокопроницаемым

карбо-

натным (27 объектов) и

терригенным

(26

объектов)

коллекторам.

Геолого-

физическая

характеристика

объектов

приведена в табл. 1.

На практике объекты с ВВН подраз-

деляются на три группы: 1-я – с вязко-

стью от 31 до 50 мПа·с; 2-я – с вязкостью

от 51 до 80 мПа·с; 3-я – с вязкостью бо-

лее 80 мПа·c (табл. 2).

Таблица 1

Сводная геолого-физическая характеристика объектов разработки c ВВН

Показате

ли

Значения показателей по группам месторождений

кунгурска

я

ножовс

кая

осинска

я

чернушинс

кая

Глубина залегания, м

1104,6–

2322

1057–

1659

1567–

2238

910–2174

Нефтенасыщенные толщины пластов, м

0,7–

13,94

0,2–

10,5

0,7–

12,4

0,8–12,2

2

Пористость, %

8–24

13–24

10–24

9–24

Проницаемость, мкм

2

0,01–

2,355

0,014–

1,97

0,01–

1,4

0,01–2,125

Плотность пластовой нефти, кг/м

3

9

0

2

932

907

915

Динамическая вязкость пластовой нефти,

мПа·с

31–40

31–87,1

31–63

31–99,8

Газосодержание, м

3

/т

15,4–

20

6,6–25

3,6–26

9–24

Давление насыщения, МПа

4,95–

16,3

5,05–

14,7

3,9–

11,6

4,78–13,6

Начальное пластовое давление, МПа

10,7–

24

11,3–

16,9

5,9–

23,9

10–22,3

Коэффициент песчанистости, д. ед.

0,09–

0,82

0,04–1

0,1–

0,87

0,1–0,9

Коэффициент расчлененности, д. ед.

1,11–

40

0,3–

20,24

1–22,5

1–26

Таблица 2

Распределение объектов с высоковязкой нефтью по территориальному признаку

Группа

месторожде

ний

Вязкость пластовой нефти, мПа

.

с

31

–

50

51

–

80

более

80

Кол-во

объектов

%

Кол-во

объектов

%

Кол-во

объектов

%

Кунгурская

2

5

0

0

0

0

Ножовская

6

1

6

1

1

7

7

7

0

Осинская

14

3

8

1

1

7

0

0

Чернушинская

15

4

1

4

6

7

3

3

0

Всего

37

1

0

0

6

1

0

0

10

1

0

0

3

Увеличение

нефтеотдачи

при

разра-

ботке залежей с трудноизвлекаемыми за-

пасами,

включающими

и

ВВН,

может

быть достигнуто с применением тепло-

вых,

газовых,

физических,

физико-

химических и гидродинамических мето-

дов, а также различных их комбинаций

[1–4].

На

нефтяных

месторождениях

России применяются в основном физиче-

ские (гидроразрыв пластов) и гидроди-

намические методы. В последнее время

нефтяные компании планируют и прово-

дят работы по увеличению объема при-

менения газовых (в различных комбина-

циях),

тепловых

и

физико-химических

методов

увеличения

нефтеотдачи

и

те-

кущих показателей нефтеизвлечения.

Ранжирование объектов ВВН

Выбор

(ранжирование)

первоочеред-

ных

объектов

с

ВВН

для

проведения

опытно-промышленных

работ

с

приме-

нением МУН предлагается вести по ме-

тодике,

основанной

на

следующих

ос-

новных

показателях,

характеризующих

геолого-физические

и

технологические

особенности объектов:

– вязкость пластовой нефти;

– степень

выработки

начальных

из-

влекаемых запасов (НИЗ);

– текущая обводненность добываемой

из скважин продукции;

– отношение выработки НИЗ к теку-

щей обводненности;

– расчлененность объектов;

– эффективная нефтенасыщенная тол-

щина.

Перечисленные показатели при ран-

жировании

объектов

учитываются

сле-

дующим образом:

1.

Вязкость

пластовой

нефти.

Опре-

деляется отношение вязкости пластовой

нефти данного объекта к максимальному

значению

вязкости

по

всем

рассматри-

ваемым объектам. Объекты при ранжи-

ровании размещаются по убыванию зна-

чений относительной вязкости.

2.

Степень выработки НИЗ. Отноше-

ние выработки НИЗ (%) для данного

объекта к максимальному значению по

всем объектам вычитается из единицы.

Объекты размещаются по убыванию по-

лученного показателя.

3.

Текущая

обводненность.

Отноше-

ние текущей обводненности для данного

объекта к максимальному значению по

всем объектам вычитается из единицы.

Объекты размещаются по убыванию по-

лученного показателя.

4.

Отношение

выработки

извлекае-

мых запасов к текущей обводненности.

Величина отношения для данного объек-

та, отнесенная к максимальному значе-

нию НИЗ для всех объектов, вычитается

из

единицы.

Объекты

размещаются

по

убыванию полученного показателя.

5.

Расчлененность объектов. Объекты

при ранжировании размещаются по убы-

ванию

показателя,

определяемого

как

отношение

коэффициента

расчлененно-

сти

данного

объекта

к

максимальному

значению

этого

коэффициента

по

всем

объектам.

6. Эффективная

нефтенасыщенная

толщина (h

эф

). Объекты при ранжирова-

нии размещаются по убыванию показа-

теля,

определяемого

как

отношение h

эф

для

данного

объекта

к

максимальному

значению h

эф

по всем объектам.

Полученные при ранжировании зна-

чения показателей для каждого из рас-

сматриваемых объектов суммируются, и

объекты заносятся в таблицу по убыва-

нию

суммарного

показателя.

Первые

объекты

в

таблице

являются

первооче-

редными для проведения ОПР.

Результаты ранжирования для объек-

тов разработки с эффективной нефтена-

сыщенной толщиной не менее 2 м приве-

дены в табл. 3 и 4.

Одним из эффективных способов фи-

зико-химического воздействия на нефтя-

ные

пласты

являются

потокоотклоняю-

щие технологии, основанные на увели-

чении

фильтрационых

сопротивлений

обводненных участков залежи. Оторочки

реагентов, образующих в промытых зо-

нах гелевые системы, обеспечивают

Таблица 3

Ранжирование карбонатных объектов с ВВН по суммарному показателю

№

п

/

п

Месторождение

Поднятие/Площадь

Объек

ты

Суммарны

й

показатель

1

Шумовское

–

См

4,

26

6

2

Этышское

–

Т

1

4,

24

5

3

Ножовское

–

Т

4,

12

1

4

Этышское

–

Т

3

4,

08

8

5

Бугровское

–

Т

1

3,

78

0

6

Опалихинское

–

Т

3,

53

9

7

Шумовское

–

Кш

3,

52

8

8

Западное

Западное

Т

3,

41

6

9

Шагиртско-Гожанское

Гожанская

Т

3,

36

8

1

0

Москудьинское

–

Т

3,

36

4

1

1

Падунское

–

Т

3,

33

2

1

2

Горское

Восточно-Горское

Т

2,1

3,

27

0

1

3

Змеевское

Змеевское

Т

1

3,

24

1

1

4

Баклановское

Благодатное

В

3

В

5

3,

20

7

1

5

Кудрявцевское

Кудрявцевское

Т

3,

18

2

1

6

Змеевское

Ляминское

Т

2

3,

17

9

1

7

Сагринское

–

Т0

3,

17

3

1

8

Быркинское

–

Т

3,

12

2

1

9

Березовское

Северный купол

Т

1

3,

07

5

2

0

Осинское

Разрабатываемая

часть

Срп

3,

05

3

2

1

Первомайское

–

Т

0

2,

88

1

2

2

Березовское

Южный купол

Т

1

2,

85

3

2

3

Осинское

Северная часть

Срп

1,

36

2

Таблица 4

Ранжирование терригенных объектов с ВВН по суммарному показателю

№

п

/

п

Месторождение

Поднятие/Площадь

Объекты

Суммарный

показатель

1

Кудрявцевское

Кудрявцевское

Тл

2б

3,437

2

Мало-Усинское

Р-н скв. 114

Мл

2

3,034

3

Мало-Усинское

Р-н скв. 9032

Мл

2

2,751

4

Москудьинское

–

Тл

2-б

2,731

5

Мало-Усинское

Р-н скв. 143

Мл

2

2,728

6

Судановское

Евдокимовское

Мл

2,664

7

Судановское

Евдокимовское

Бб

1

2,387

8

Быркинское

–

Тл + Бб +

Мл

2,212

9

Судановское

Евдокимовское

Бб

2

2,165

1

0

Шумовское

–

Тл

2,136

1

1

Первомайское

–

Бб

2,095

1

2

Москудьинское

–

Бб

2,091

1

3

Шагиртско-Гожанское

Шагиртская

Тл + Бб

2,066

1

4

Шагиртско-Гожанское

Гожанская

Тл + Бб

1,839

1

5

Рассветное

–

Тл

2-б

1,731

1

6

Рассветное

–

Тл

2-а

1,705

1

7

Кудрявцевское

Кудрявцевское

Бб

1,685

1

8

Кудрявцевское

Западно-

Кораблевское

Бб

1,518

1

9

Кудрявцевское

Западно-

Кораблевское

Тл

2б

0,813

2

0

Кудрявцевское

Кораблевское

Тл

2б

0,745

2

1

Мало-Усинское

–

Мл

1

0,674

отклонение и перераспределение в неф-

тенасыщенные слои нагнетаемой в пласт

для

поддержания

пластового

давления

воды,

увеличивая

степень

нефтеизвле-

чения.

В

потокоотклоняющих

техноло-

гиях

используются

различные

составы

композиций,

в

том

числе

на

основе

полимеров,

макромолекулы

которых

способны изменять вязкостные свойства

воды. Положительный опыт примене- ния

потокоотклоняющих

технологий с

использованием полимеров в России и

за

рубежом

является

основанием

для

более активного проведения опытно-про-

мышленных работ с такими составами

на объектах с ВВН в Пермском крае.

Проведение

ОПР

на

таких

объектах

должно быть направлено на поиск и от-

работку в промысловых условиях тех-

нологий,

обеспечивающих

увеличение

текущих

показателей

отборов

нефти

(увеличение коэффициентов продуктив-

ности

добывающих

скважин,

интенси-

фикация нефтеизвлечения) и более пол-

ное

извлечение

углеводородов

из

зале-

жей [5, 6].

Условия применения полимерного за-

воднения приведены в табл. 5.

Таблица 5

Условия (критерии) применения полимерного заводнения

№

п/п

Параметр

Единицы

измерения

Критерии применимости

1

Глубина залегания

пласта

м

600–2500

2

Тип коллектора

–

Терригенный, карбонатный

(поровый)

3

Глинистость

%

<5

4

Толщина пласта

м

2–20

5

Пористость

%

16–35

6

Проницаемость

мкм

2

0,18–1

7

Нефтенасыщенность

%

>60

8

Пластовая температура

°С

<90

9

Вязкость пластовой

нефти

мПа·с

30–125

10

Соленость пластовой

воды

г/л

<20

Таблица 6

Объекты разработки с ВВН, удовлетворяющие критериям применения

полимерного заводенения

№

п/п

Месторождение

Поднятие/Площадь

Объекты

Суммарный

показатель

1

Шумовское

–

См

4,266

2

Бугровское

–

Т

1

3,780

3

Шумовское

–

Кш

3,528

4

Падунское

–

Т

3,332

5

Кудрявцевское

Кудрявцевское

Тл

2б

3,437

6

Мало-Усинское

Р-н скв. 114

Мл

2

3,034

7

Мало-Усинское

Р-н скв. 9032

Мл

2

2,751

8

Москудьинское

–

Тл

2-б

2,731

9

Мало-Усинское

Р-н скв. 143

Мл

2

2,728

10

Судановское

Евдокимовское

Бб

1

2,387

11

Быркинское

–

Тл + Бб +

Мл

2,212

12

Судановское

Евдокимовское

Бб

2

2,165

13

Шумовское

–

Тл

2,136

14

Первомайское

–

Бб

2,095

15

Москудьинское

–

Бб

2,091

16

Кудрявцевское

Кудрявцевское

Бб

1,685

17

Кудрявцевское

Западно-

Кораблевское

Бб

1,518

18

Мало-Усинское

–

Мл

1

0,674

Геолого-физическая характеристика объектов разработки

с вязкостью нефти более 50 мПа·c

Таблица 7

№

п

/

п

Месторожден

ие,

объект

Средняя

нефтена

сы-

щенная

толщин

а, м

Пористос

ть,

%

Прон

и-

цаемо

сть по

керну,

мкм

2

Коэффициен

т

расчлененно

сти, д. ед.

Вязкость

нефти в

пластовых

условиях,

мПа·с

1

Москудьинское Бб

2,0

21

0,

75

4

1,99

98

,2

8

Бугровское Т

1

6,4

16

0,

18

9

7,05

87

,0

8

2

Москудьинское

Тл

2-б

2,9

21

0,

95

3

2,74

68

,6

2

3

Шумовское См

6,9

17

0,

39

9

5,8

63

Указанным

условиям

соответствуют

18 объектов с ВВН (табл. 6). В качест-

ве

первоочередых

объектов

при

поли-

мерном

заводнении

следует

рассматри-

вать

объекты

с

вязкостью

нефти,

пре-

вышающей

50

мПа·c

(вторая

и

третья

группы

в

табл.

2),

геолого-физическая

характеристика

которых

приведена

в

табл. 7.

Более высокой расчлененностью раз-

реза и низкой проницаемостью коллек-

тора характеризуется турнейская (пласт

Т

1

) карбонатная залежь Бугровского ме-

сторождения, для которой рассмотрены

варианты полимерного заводнения.

Состояние разработки залежи

За

весь

период

разработки

турней-

ской залежи, начатой в 1978 г., в экс-

плуатации

находилось

14

добывающих

скважин, из них две были переведены в

нагнетательный фонд.

Максимальный уровень добычи неф-

ти (14,8 тыс. т) приходится на 1984 г.

Начатое

в

1988

г.

нагнетание

воды

в

пласт не оказало существенного влияния

на динамику отборов нефти и жидкости.

Увеличение

отборов

нефти

отмечено

с

1997

г.,

когда

были

проведены

меро-

приятия по оптимизации работы добы-

вающих скважин. Начиная с 1998 г. от-

боры нефти составляют от 4 до 8 тыс. т

в год.

За весь период эксплуатации из зале- жи

извлечено (на 01.01.2014) 27 % от на-

чальных извлекаемых запасов нефти.

Из графика c основными показателями

раз-

работки

(рис.

1)

следует,

что

в

р а з н ы е

п е р и о д ы

в р е м е н и

обводненность

добы-

ваемой

нефти

достигала 90 %, при этом выработка

извлекаемых запасов нефти оставалась

н и ж е

3 0

% .

О т к л юч е н и е

в ы -

с о к о о б в о д н е н н ы х

с к в а ж и н ,

с о к р а щ е н и е

з а к а ч к и

в о д ы

и

проведение

геолого-

технических

мероприятий

обеспечили

снижение

обводненности

до

21

%,

одна-

ко

в

последние

годы

она

вновь

увеличи-

лась.

Залежь

характеризуется

высокой

те- кущей нефтенасыщенностью (рис.

2),

достигающей

по

ряду

участков

почти на- чальных ее значений.

Энергетическое

состояние

залежи

удовлетворительное. Текущее пластовое

давление

незначительно

отличается

от

начальной величины (16,6 МПа).

Следует отметить довольно высокую

плотность запасов нефти в разбуренной

части залежи (см. рис. 2). При этом об-

водненность

добывающих

скважин

в

центральной части объекта достигает

98 % (рис. 3, табл. 8), что в основном

связано с прорывом закачиваемой через

нагнетательные скважины 720 и 722 во-

ды по наиболее проницаемым пропласт-

кам в добывающие скважины. Нагнета-

тельные

скважины

работают

с

мини-

мальным значением диаметра

штуцера

(1 мм) (табл. 9) и обладают значительной

потенциальной приёмистостью.

Рис. 1. График разработки пласта Т

1

Бугровского месторождения

Рис 2. Карта нефтенасыщенности пласта Т

1

Бугровского месторождения

Рис. 3. Карта текущего состояния разработки

пласта Т

1

Таблица 8

Технологический режим работы добывающих скважин

С

к

в.

H

эф.нн

*

,

м

Q

ж.факт

,

м

3

/сут

Процент воды

(факт)

Q

н.факт

,

т/сут

р

заб

,

МПа

р

пл

,

МПа

K

прод

,

м

3

/

(сут·МПа)

5

4

3

3

3

,

7

16,4

2,9

6,75

15,16

0,45

5

4

5

6

8

,

2

99,0

0,1

7,20

16,62

0,88

7

1

1

3

1

,

7

13,0

1,3

6,17

14,04

0,23

7

1

9,2

0

,

42,0

0,0

6,26

14,82

1,46

2

0

7

1

4

1,6

1

0

,

2

94,0

0,6

15,62

17,23

6,38

7

1

5

3,2

1

7

,

5

98,3

0,3

16,50

17,04

35,00

7

1

6

5,2

1

,

6

11,0

1,3

8,52

15,09

0,24

*

Н

эф.нн

– эффективная нефтенасыщенная толщина.

Таблица 9

Технологический режим работы

нагнетательных скважин

С

кв

.

D

ш

т

,

м

м

V

по

т

,

м

3

/с

ут

V

тех

.ф

,

м

3

/с

ут

V

эфф

.ф

,

м

3

/с

ут

р

уст

,

МП

а

5

5

7

1

50

,0

0

24

,0

0

24,

00

2

,

4

7

2

0

1

60

,0

0

0,

00

0,0

0

2

,

8

7

2

2

1

50

,0

0

0,

00

0,0

0

3

,

1

Скв. 714 в период с 2001 до 2009 г.

работала с производительностью

до

100 т/мес. В начале 2009 г. скважина рез-

ко обводнилась из-за прорыва воды по-

сле

дополнительной

перфорации

в

ин-

тервалах 1571,5–1572,5, 1562–1563 и

1556,5–1558 м. С 2009 г. средняя обвод-

ненность продукции скважины составля-

ет около 90 %. Накопленные показатели

добычи с 2009 г. по скважине также ука-

зывают на значительное снижение отбо-

ров

нефти

по

сравнению

с

отборами

жидкости.

Скв. 715 с начала ее ввода (вторая по-

ловина

1999

г.)

до

2009

г.

работала

с

производительностью до 9 т/сут. В конце

2009 г. скважина резко обводнилась по-

сле радиального бурения каналов на глу-

бине 1694–1698 м, и с 2010 г. cредняя

обводненность продукции скважины со-

ставляет 98 %, произошло значительное

снижение отборов нефти по сравнению с

отборами воды.

По

скв.

545

также

увеличилась

об-

водненность

после

дополнительной

перфорации новых пропластков в 2007 г. в

интервалах 1684–1683, 1679–1678 и 1673–

1672 м и их кислотной обработки. С 2009 г.

cредняя обводненность про-

дукции скважины составляет около 60

%,

значительно

снижены

отборы

нефти

по

сравнению

с

отборами

жидкости.

Таким

образом,

в

центральной

части турнейской залежи наблюдается

резкое

увеличение

обводненности

п р о д у к ц и и

с к в а ж и н

п о с л е

дополнительной перфо- рации новых

пропластков.

Очевидно,

что

данные

пропластки

связаны

с

н а г н е т а -

тельными скважинами 720, 722 и, воз-

можно, 557, для которых необходимо

п р о в е д е н и е

м е р о п р и я т и й

п о

в ы р а в н и в а -

н и ю

п р о ф и л е й

приемистости [7].

Р а з л и ч н ы е

т е х н о л о г и и

п о

в ы р а в н и в а -

н и ю

п р о ф и л е й

приемистости с использо- ванием геле-

и

осадкообразующих

тех-

нологий

применялись

в

разные

годы на

месторождениях

ООО

«ЛУКОЙЛ-

ПЕРМЬ», в том числе на месторождени-

ях ЦДНГ № 7 (табл. 10).

Обоснование технологии закачки

полимера

На практике растворы полимера зака-

чивают оторочками в

5–10

% порового

объема

рассматриваемого участка

[8].

С

учетом сетки размещения скважин на

турнейском объекте

объем оторочки рас-

твора полимера для закачки в каждую на-

гнетательную скважину должен составить

не менее 10 000 м

3

, на что при текущих

значениях и х приемистости потребуется

около 1,5 лет. Поэтому предлагается про-

изводить кратковременную остановку на-

гнетательных скважин

и закачку высоко-

концентрированного раствора полимера на

основе

полиакриламида

(ПАА)

(с

вяз-

костью, близкой вязкости пластовой неф-

ти) в расчетном объеме.

Таблица 10

Результаты применения геле- и осадкообразующих технологий

на месторождениях с высоковязкой нефтью

Месторожден

ие

Зале

жь

Ка

т.

С

к

в.

Да

та

Показатели работы реагирующих добывающих

скважин

Время работы с эффектом,

сут

Доп. добыча

нефти, т

Падунское

Б

ш

на

гн

.

3

5

1

9,2

006

516

981,6

Падунское

Т

на

гн

.

2

3

2

8,2

007

220

269,4

Падунское

Т

на

гн

.

1

8

6

9,2

007

3

0,3

Змеевское

Т

на

гн

.

10

39

4,2

006

329

912,5

В специальной литературе отмечены

результаты

положительной

разовой

за-

качки

раствора

полимера

при

средней

концентрации 0,05 % в объеме от 30 до

1200 м

3

[9]. Эксперименты указывают на

более высокую эффективность обработок

небольшими порциями раствора полиме-

ра,

которые

продвигаются

в

пласт.

По

мере их разрушения и создания оторочки

воды вновь нагнетается небольшая пор-

ция

раствора

полимера

[10].

В

таком

случае

удельная

эффективность

поли-

мерных обработок значительно выше, чем

эффективность заводнения с созда- нием

большеобъемных

оторочек

раство-

ра

полимера [11].

При

повышенной

вязкости

исполь-

зуемых

полимерных

растворов

объемы

закачиваемого реагента могут быть сни-

жены [12].

Для закачки в нефтяные пласты в ос-

новном используют полимеры н а основе

полиакриламида. Полиакриламид – синте-

тиче ско е высокомолекулярное соедине-

ние. Известны импортные порошкообраз-

ные

ПАА марок

РDА-

1041, ORP-

40NT,

DMP-310, CS-131, Accotrol-S622 и их ана-

логи с молекулярным весом выше 10 млн

ед., содержанием не менее 90 % основного

вещества.

Современные производители

ПАА и полимерных растворов н а основе

П А А : SNF

Floerger

(Франция), Besfloc

(Южная Корея),

Kegao Chemical (Китай),

«Зиракс» (Россия), «Полиэкс» (Россия),

«Гельсервис» (Россия) и ряд других.

Для прогнозирования технологической

эффективности закачки оторочки полиме-

ра в пласт необходимо определиться с его

содержанием в водном растворе. П о при-

веденным в различных источниках дан-

ным определена усредненная вязкость рас-

твора полимера ПАА и кратность увели-

чения вязкости в од ы в

зависимости от

концентрации (рис. 4, табл. 11). В зависи-

мости о т марки ПАА, минерализации во-

ды

и содержания сопутствующих компо-

нентов

вязкость

раствора полимера при

одной и той же концентрации ПАА может

существенно различаться. Наиболее эф-

фективное вытеснение нефти агентом в

пласте происходит при близких значениях

их вязкостей [13–15]. При увеличении от-

ношения вязкости вытесняющего агента к

вязкости пластовой нефти до пяти эффек-

тивность вытеснения продолжает увели-

чиваться [16]. Концентрация раствора ПАА

определена

исходя и

з равенства

ди-

намических вязкостей раствора полимера и

пластовой нефти (0,45 %).

Рис. 4. Зависимость вязкости полимера на основе

ПАА от концентрации ПАА и скорости сдвига

Таблица 11

Зависимость увеличения вязкости раствора полимера от его концентрации

Концентрация

полимера, %

Вязкость раствора

полимера, мПа·с

Множитель

вязкости

В

ГДМ

Коэффициент

уменьшения

проницаемости

0

1

,

4

1,0

0,9

0

,

1

7

,

5

5,3

1,2

0

,

1

5

1

3

,

4

9,6

2,5

0

2

15,3

4,6

,

2

1

,

4

0

,

2

5

3

1

,

3

22,3

7,5

0

,

3

4

3

,

1

30,8

11,2

0

,

3

5

5

6

,

9

40,7

15,6

0

,

4

7

2

,

7

52,0

20,9

0

,

4

5

9

0

,

5

64,6

26,9

Оценка технологической

эффективности предлагаемых

мероприятий

С помощью гидродинамической мо-

дели рассчитаны разные варианты поли-

мерного заводения (табл. 12) на основе

ПАА

марки Flopaam

5205 VHM компа-

нии SNF Floerger (Франция).

Количество вариантов с закачкой по-

лимера – семь. Все расчеты выполнены

на период продолжительностью 10 лет,

начиная с 01.01.2014. При моделирова-

нии принято, что закачка полимера про-

изводится разово, далее нагнетательные

скважины

работают

с

приемистостями

согласно табл. 12.

Расчеты

полимерного

заводнения

в

П О Tempest More 6.3 компании ROXAR

проводились

с

использованием

опции

Polymer. К имеющимся уравнениям со-

хранения массы (для воды, нефти и газа)

данная опция добавляет еще одно, учи-

тывающее характеристики полимера. В

качестве

исходных

данных

использо-

вались

результаты

исследований,

кото-

рые задаются в гидродинамическом си-

муляторе при помощи соответствующих

ключевых слов:

– данные

о

свойствах

полимера,

а

именно молярная масса полимера

и

функция

уменьшения

проницаемости

по воде в присутствии адсорбированного

полимера (PMISC);

– опция

уменьшения

вязкости

поли-

мера при увеличении скорости фильтра-

ции (PSHE);

– зависимость вязкости воды от кон-

центрации полимера (PPRO) (см. табл. 11).

В расчетах с применением моделей

использовалась та же форма кривых от-

носительных фазовых проницаемостей,

что и в адаптированной модели [17].

Результаты

расчетов

для

вариантов

приведены в табл. 13 и на рис. 5.

Характеристика вариантов при моделировании

(концентрация полимера 0,45 %)

Таблица 12

Вари

ант

Приемистость

нагнетательной

скважины, м

3

/сут

Периоды закачки

полимера

Базов

ый

После

закачки

раствора

поли-

мера

нагнетательные

с к в а ж и н ы

р а б о т а ю т

в

суточном

режиме

с

приемистостями:

557 – 24 м

3

/сут

720 – 20 м

3

/сут

722 – 26 м

3

/сут

–

1

Закачка 6 м

3

раствора полимера в каждую нагнетатель-

ную скважину 01.01.2013

2

Закачка 6 м

3

в скв. 557, по 12 м

3

в скв. 720 и 722

01.01.2013

3

Закачка 12 м

3

в скв. 557, по 18 м

3

в скв. 720 и 722

01.01.2013

4

Закачка в среднем 30 м

3

раствора полимера в каждую

на- гнетательную скважину 01.01.2013

5

Закачка в среднем 75 м

3

раствора полимера в каждую

на- гнетательную скважину 01.01.2013

6

Закачка в среднем 120 м

3

раствора полимера в каждую

нагнетательную скважину 01.01.2013

7

Закачка в среднем 300 м

3

раствора полимера в каждую

нагнетательную скважину 01.01.2013

Таблица 13

Результаты гидродинамического моделирования

Вариа

нт

Накопленная

добыча

нефти, тыс. т

Текущий

КИН,

д. ед.

Увеличение КИН по

сравнению с базовым

вариантом, %

Доп.

добыча

нефти,

тыс. т

Базовы

й

21

6,

2

0,122

–

–

Вариан

т 1

23

1,

8

0,130

7

,

2

2

1

5

,

6

Вариан

т 2

23

1,

8

0,130

7

,

2

2

1

5

,

6

Вариан

т 3

23

1,

8

0,130

7

,

2

2

1

5

,

6

Вариан

т 4

23

5,

3

0,132

8

,

8

3

1

9

,

1

Вариан

т 5

23

6,

3

0,133

9

,

2

6

2

0

,

1

Вариан

т 6

23

6,

8

0,133

9

,

2

6

2

0

,

6

Вариан

т 7

23

7,

3

0,134

9

,

6

4

2

1

,

1

Рис. 5. Зависимость дополнительной добычи нефти

от объема закачки полимера

Накопленная добыча нефти при базо-

вом варианте разработки (по стандартной

технологии закачки воды) к концу рас-

четного периода составит 216,17 тыс. т,

при закачке полимера (максимум) – 237,3

тыс. т. Увеличение текущего зна- чения

коэффициента извлечения нефти составит

9,64 % (максимум).

Исходя

из

рис.

5

объем

дополни-

тельной добычи нефти существенно уве-

личивается при закачке от 50 до 100 м

3

раствора

полимера

в

пласт

единовре-

менно.

С увеличением объема закачки раство-

ра полимердисперсной смеси (до 900 м

3

) в

пласт

дополнительная

добыча

нефти

увеличивается,

однако

ее

прирост

на

единицу

объема

закачанного

раствора

ПАА существенно снижается. На осно-

вании этого и с учетом того, что в лите-

ратуре отмечены результаты положи-

тельной

разовой

закачки

раствора

по-

лимера объемом от 30 м

3

, рекомендуется

разовая закачка полимерного раствора в

каждую нагнетательную скважину в

объеме

75

м

3

при

концентрации

ПАА

0,45 %.

Оценка

эффекта

по

реагирующим

добывающим скважинам показывает, что

ожидаемый эффект от закачки рас- твора

полимера (в течение года после закачки):

по скв. 545 – снижение обво- денности с

63 до 42 % и увеличение до- бычи нефти

на

2

т/сут;

по

скв.

714

–

сни-

жение

обводенности

с

88

до

80

%

и

уве-

личение добычи нефти на 0,5 т/сут; по

скв. 715 – снижение обводенности с 98

до 66 % и увеличение добычи нефти на

0,5 т/сут.

Заключение

В

работе

для

турнейской

залежи

Бугровского

месторождения

обоснована

технология полимерного воздействия и

выбран участок залежи для ее реализа-

ции.

С

помощью

геолого-гидродинами-

ческой модели рассмотрены семь вари-

антов закачки раствора полимера в пласт.

С технологической точки зрения наибо-

лее оправданным является вариант с за-

качкой по 75 м

3

раствора разово в каж-

дую скважину. При этом прогнозная до-

полнительная

добыча

нефти

за

10

лет

составит 20,1 тыс. т.

Варианты полимерного заводнения залежи с высоковязкой нефтью