Способ полимерного заводнения в слабосцементированном коллекторе
POLYMER FLOODING METHOD IN A WEAKLY CEMENTED MANIFOLD

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений, где добыча нефти осуществляется из пласта со слабосцементированным коллектором. В первую очередь при разработке неоднородных пластов и залежей высоковязкой нефти, поскольку данные объекты наиболее эффективно разрабатываются с применением методов увеличения нефтеотдачи, в том числе полимерного заводнения.
Из мировой практики известно, что прирост добычи нефти от полимерного заводнения тем выше, чем больше накопленный объем полимера, закачанного в пласт. Sheng J. Status of Polymer-Flooding Technology. J. Canadian Petrol. Tech. 54(02), 116-126, 2015. // SPE 174541. - PA.. Кроме того, обеспечение необходимой приемистости при закачке вязкого полимерного раствора без превышения допустимых забойных давлений в нагнетательных скважинах позволяет сохранить структуру порового пространства слабосцементированного коллектора, что положительно влияет на коэффициент охвата пласта заводнением и предотвращает кинжальные прорывы агента закачки в добывающие скважины с последующим резким обводнением продукции.
Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в нагнетательные скважины водного раствора полимера концентрацией 0,1-0,2% и воды. Закачку раствора полимера осуществляют несколькими порциями, чередуя их с закачкой воды до получения в пласте раствора полимера концентрацией 0,1-0,001%. Способ позволяет увеличить эффективность полимерного заводнения за счет повышения устойчивости полимерных растворов к механической и солевой деструкции. Это достигается тем, что в способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательные скважины водного раствора полимера и воды, целевые концентрации полимера получают непосредственно в пласте в результате чередования оторочек полимера и воды, а не на поверхности. RU 2172397 С2, опубл. 20.08.2001.
Недостатком известного способа является то, что он не обеспечивает геомеханическую стабильность слабосцементированного коллектора, что негативно сказывается на коэффициенте охвата пласта заводнением. Кроме того, способ не позволяет обеспечить необходимую приемистость нагнетательных скважин при закачке вязкого полимерного раствора целевой концентрации в условиях слабосцементированного коллектора, когда давление нагнетания ограничено максимально допустимым (например, давлением гидроразрыва пласта или начала разрушения пород коллектора). Это снижает прирост дополнительной добычи нефти в сравнении с вариантом заводнения пласта водой.
Технической задачей является разработка способа полимерного заводнения в условиях слабосцементированного коллектора, обеспечивающего закачку водного раствора полимера с необходимой приемистостью и максимально возможной концентрацией с соблюдением ограничений по забойному давлению в нагнетательных скважинах.
Реализация заявленного технического решения позволяет достичь технический результат, который заключается в увеличении объема дополнительной добычи нефти в максимально короткие сроки, с сохранением структуры порового пространства слабосцементированного коллектора.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе полимерного заводнения в слабосцементированном коллекторе, включающем закачку в нагнетательные скважины водного раствора полимера заданной концентрации, согласно изобретению, применяют в 1,5-2 раза более плотную сетку скважин, чем при закачке воды, при этом до начала закачки осуществляют отработку нагнетательных скважин в течение не менее 3-х месяцев, после чего начинают закачку водного раствора полимера при начальной концентрации полимера не более 35% от заданной, постепенно повышая концентрацию полимера до заданной, обеспечивая при этом требуемый уровень приемистости нагнетательных скважин в пределах максимально допустимого забойного давления, причем для приготовления водного раствора полимера используют высокомолекулярные синтетические полимеры, обладающие псевдопластическими свойствами.
Дополнительное осуществление нагрева водного раствора полимера без превышения температуры термодеструкции приводит к снижению вязкости раствора и снижению давления закачки, при этом применение специальных термоустойчивых марок полимера не требуется.
Как видно из сравнения известного и заявляемого способов, основным отличием является то, что в предлагаемом способе решения направлены на снижение кажущейся вязкости водного раствора полимера вблизи нагнетательной скважины, что позволяет обеспечить необходимый уровень приемистости без превышения допустимых забойных давлений на нагнетательных скважинах. Тогда как в аналоге при целевой приемистости вероятно нарушение структуры порового пространства слабосцементированного коллектора вблизи нагнетательных скважин из-за сравнительно высокой вязкости полимерного раствора при той же концентрации. Несоблюдение условий по максимально допустимому забойному давлению в условиях слабосцементированного коллектора приводит к геомеханическим рискам, таким как гидроразрыв пласта и/или возникновение кинжальных прорывов, с последующим резким ростом обводнения добываемой продукции и снижением коэффициента охвата заводнением и КИН. Khodaverdian М. Polymer Flooding in Unconsolidated-Sand Formations: Fracturing and Geomechanical Considerations. // SPE 121840, 2009. Иванцов H.H., Лапин К.Г. Технологии разработки месторождений высоковязкой нефти на примере Русского месторождения. Тезисы докладов XVII научно-практической конференции Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. - 03-05.10.2017, г. Сочи. С. 18.
Применение уплотненной сетки скважин, в 1,5-2 раза более плотной, чем в варианте с заводнением холодной водой, объясняется необходимостью обеспечения требуемого уровня приемистости. В случае полимерного заводнения гидродинамическая связь, как и пьезопроводность, между нагнетательной и добывающей скважинами снижена из-за более равномерного фронта вытеснения и более медленного развития обводненности. Воронка депрессии в добывающей скважине и воронка репрессии в нагнетательной скважине долго не контактируют, в результате чего в нагнетательной скважине быстро достигается ограничение по максимальному забойному давлению. Сокращение расстояния между скважинами позволяет сократить время, в течение которого устанавливается гидродинамическая связь между скважинами, что положительно сказывается на долгосрочной приемистости нагнетательных скважин.
До начала закачки водного раствора полимера нагнетательные скважины отрабатываются на добычу в течение не менее 3-х месяцев. Отработка позволяет снизить пластовое давление в некотором радиусе от нагнетательных скважин, что при дальнейшей закачке водного раствора полимера обеспечивает большую приемистость. Отработка осуществляется не на предельно допустимых режимах, чтобы не нарушить структуру порового пространства в условиях слабосцементированного коллектора.
Для создания водного раствора полимера должны использоваться полимеры с выраженными неньютоновскими свойствами, а именно с псевдопластическими свойствами. Данные полимеры обладают более высокой кажущейся вязкостью при малых скоростях фильтрации и более низкой кажущейся вязкостью при высоких скоростях фильтрации. Соответственно, при целевой приемистости вязкость полимерного раствора вблизи нагнетательных скважин из-за относительно высокой скорости фильтрации будет существенно ниже, чем при продвижении раствора вглубь пласта. Таким образом, при одной и той же приемистости забойное давление нагнетания ниже в случае закачки псевдопластических полимерных растворов, чем при использовании обычных полимеров. Кроме того, продвижение полимерного раствора вглубь пласта идет в первую очередь по более проницаемым участкам пласта, и после повышения кажущейся вязкости в результате падения скорости фильтрации по мере удаления от нагнетательной скважины будет происходить выравнивание фронта вытеснения с повышением коэффициента охвата пласта заводнением и КИН. Лабораторные эксперименты показывают, что вязкоупругие полимерные растворы повышают коэффициент вытеснения, особенно при малых скоростях фильтрации, когда кажущаяся вязкость раствора увеличивается.
Закачку водного раствора полимера начинают при начальной концентрации полимера не более 30% от заданной, постепенно повышая концентрацию полимера до заданной. Скорость повышения концентрации зависит от свойств пласта и пластовых флюидов и определяется таким образом, чтобы в процессе повышения закачка осуществлялась в пределах допустимого забойного давления на нагнетательных скважинах и при этом обеспечивалась требуемая приемистость. Необходимо отметить важность обеспечения требуемой приемистости, поскольку при ее более низких значениях, кроме чрезмерного снижения пластового давления, также будет происходить повышение кажущейся вязкости закачиваемого раствора ввиду наличия у полимера псевдопластических свойств.
Температура нагрева водного раствора полимера определяется технико-экономическими критериями эффективности для каждого конкретного пласта и пластовых флюидов. При температуре пласта ниже 80°С наиболее целесообразным представляется нагрев полимерного раствора до 80°С, поскольку на данный момент на рынке существуют предложения относительно недорогих марок полимеров, которые термоустойчивы вплоть до температур 80°С. Т.е. применение специальных дорогих термоустойчивых марок полимера не требуется, что положительно сказывается на экономике полимерного заводнения. Повышенная температура приводит к снижению вязкости раствора полимера и более низкому давлению закачки при одной и той же приемистости. При фильтрации вглубь пласта происходит его остывание, а также снижение скорости продвижения. Оба фактора приводят к повышению кажущейся вязкости полимера. Кроме того, часть тепла передается нефти, что приводит к снижению ее вязкости. Как результат, улучшается соотношение подвижностей вытесняющей и вытесняемой фаз, что приводит к повышению коэффициент охвата заводнением.
Подходящим объектом для исследования полимерного заводнения в слабосцементированных коллекторах являются пласты Покурской свиты (ПК) и приуроченные к ним месторождения в Западной Сибири.
Выполнен уникальный эксперимент, который нацелен на изучение влияния скорости прокачки и вязкости фильтруемого водного раствора полимера на геомеханическую стабильность слабоцементированного коллектора. В данном эксперименте последовательно прокачивается водный раствор полимера с нарастающей концентрацией от 0,054% до 0,158%, что имитирует постепенное повышение концентрации полимера в процессе закачки до заданной, начиная с начальной концентрации 34% от заданной. В данном случае использовался полимер марки FC6240, производимый компанией SNF. Причем для каждой концентрации полимера также ступенчато повышается линейная скорость фильтрации (0,08, 0,16, 0,85 м/сут). Таким образом имитируется реальная ситуация в удаленной от нагнетательной скважины точке пласта, когда полимерный фронт подходит с заметно сниженной от начальной концентрации (в результате адсорбции по пути фильтрации), затем по мере промыва концентрация раствора и скорость фильтрации повышаются. Наблюдения показывают следующее:
0,054%: в начале закачки водного раствора полимера идет постепенное повышение перепада давления без какой-либо существенной стабилизации. Это объясняется процессом вытеснения нефти водным раствором полимера, повышением доли полимера в пласте с ростом фильтрационного сопротивления. Объемы прокачки составляют 1,04, 1,58 и 2,53 для каждой из скоростей. Ранее в экспериментах было установлено, что до стабилизации КвытП требуется 1-2,2 поровых объема прокачки - таким образом, наметившаяся стабилизация перепада давления на максимальной скорости фильтрации отражает период без существенного прироста вытеснения нефти.
0,114%: при повышении концентрации водного раствора полимера наблюдается постепенный рост перепада давления с 0,05 до 0,11 МПа. После прокачки 1 порового объема наблюдается стабилизация на 0,11 МПа (перепад давления увеличился в 2,5 раза в сравнении с 0,054%) - по всей видимости, до этого момента происходило дополнительное вытеснение нефти более высоковязким раствором полимера за счет действия вязкоупругих сил. На скорости 0,16 м/сут перепад давления увеличился в 1,7 раз в сравнении с 0,054%, при этом сразу стабилизируется «полка» (т.е. дополнительной добычи нефти не происходит). На скорости 0,85 м/сут после стартового пика происходит снижение перепада давления с 0,44 до 0,41 МПа (рост в 1,4-1,5 в сравнении с 0,054%). Это можно интерпретировать как начало проявления геомеханических изменений в образце с ростом гидропроводности. Поскольку в условиях постоянного обжимающего давления не наблюдалось деформации образца, а на выходе из образца не наблюдалось выноса частиц - можно предположить, что повышение гидропроводности происходит за счет перемещения и переупаковки частиц, не являющихся скелетом образца.
0,158%: при достижении концентрации водного раствора полимера наблюдается незначительный рост перепада давления с 0,08 до 0,11 МПа. В данном случае нельзя говорить о наличии дополнительной добычи нефти, т.к. очевидны геомеханические изменения, выраженные в повышении гидропроводности (перепад давления в сравнении с 0,114% не изменился). На скорости 0,16 м/сут перепад давления в сравнении с 0,114% также не изменился, сразу стабилизируется «полка». На скорости 0,85 м/сут наблюдается стартовый «пик» и снижение перепада давления с 0,52 до 0,47 МПа (рост в 1,15-1,27 в сравнении с 0,114%). Это можно интерпретировать как дальнейшее развитие геомеханических процессов с ростом гидропроводности каналов фильтрации в образце.
Обычно полимерное заводнение приводит к снижению проницаемости коллектора, т.е. к возникновению фактора сопротивления. Установлено, что в слабосцементированном коллекторе фактор сопротивления выражен незначительно, гораздо интенсивнее проявляются геомеханические свойства. При высоком перепаде давления и скорости фильтрации может нарушаться структура порового пространства с повышением проницаемости пласта. На практике это приводит к таким явлениям, как кинжальные прорывы, быстрое обводнение продукции добывающих скважин и, как результат, низкая нефтеотдача, что резко снижает эффективность полимерного заводнения. Применение заявленного способа позволяет избежать данных негативных проявлений.
На секторной гидродинамической модели данного месторождения выполнены расчеты эффективности способа. На уплотненной сетке скважин выполнена отработка нагнетательных скважин в течение 3-х месяцев, после чего осуществлена закачка водного раствора полимера с плавным выводом на заданную концентрацию, начиная с начальной концентрации 0,03% (30% от заданной) и ростом концентрации на 0,03% ежемесячно до заданной концентрации. Расчеты осуществлены на 12 лет.
Установлено, что закачка вязких полимерных растворов в условиях слабосцементированного коллектора приводит к ограничению закачки из-за ограничений по максимально допустимому забойному давлению. Тем не менее, закачка водного раствора полимера по заявленному способу с любой из рассмотренных концентраций приводит к более высокой накопленной добыче нефти. Прирост за 12 лет составил 50% и выше в сравнении с вариантами с закачкой холодной и горячей воды.
В промысловых условиях способ реализуется следующим образом. По способу бурение скважин осуществляют по сетке в 1,5-2 раза более плотной, чем в варианте с закачкой воды для рассматриваемого объекта разработки. Осуществляют отработку нагнетательных скважин в течение не менее 3-х месяцев, после чего переходят к закачке водного раствора полимера, для создания которого используют высокомолекулярные синтетические полимеры с выраженными псевдопластическими свойствами. Закачку водного раствора полимера начинают при начальной концентрации полимера не более 30% от заданной, после чего постепенно концентрацию повышают до заданной. Периодичность повышения зависит от свойств пласта, флюидов, технологических режимов работы скважин и т.д. При необходимости, для обеспечения требуемой компенсации закачкой и повышения эффективности полимерного заводнения, осуществляют нагрев водного раствора полимера, но не выше температур, при которых происходит термодеструкция.
Для каждого месторождения, в зависимости от геологических характеристик, свойств пластовых флюидов и существующих ограничений по режимам работы скважин, плотность сетки скважин, длительность отработки нагнетательных скважин, марка полимера, начальная и целевая концентрация полимерного раствора, а также скорость наращивания концентрации раствора, температура подогрева раствора подбираются индивидуально с использованием гидродинамического моделирования, лабораторных экспериментов и опытно-промышленных испытаний.