Estimation of low salinity water flooding efficiency to improve oil recovery in sandstone reservoir in Kazakhstan

Full Text

Введение

Постоянное повышение потребности в нефти и её производных вызывает активный интерес к новым методам извлечения углеводородов из продуктивных пластов. Традиционные способы вытеснения нефти пластовой водой неэффективны при воздействии на остаточную нефть, которая содержится в обособленных зонах пласта, а также в низкопроницаемых, заводненных регионах. Следовательно, актуальной задачей является разработка и внедрение альтернативных технологий и воздействий на продуктивную залежь с целью полноценно выработать нефтяную залежь. Для решения этих проблем используют методы повышения нефтеотдачи с помощью химических реагентов, таких как полимеры, поверхностно-активные вещества, а также термические методы. За последние десятилетия за рубежом огромный интерес вызывает технология заводнения продуктивного горизонта малосольной водой. Эффективность этой техники была подтверждена путем множественных экспериментов, где контроль над компонентными свойствами и солёностью закачиваемой воды привели к весьма удовлетворительным результатам.

Технология малосольного заводнения – это уменьшение концентрации солей и растворенных твердых веществ в закачиваемой в пласт воде и манипуляции с её ионным составом с целью увеличения коэффициента извлечения нефти (далее – КИН) и снижения остаточной нефтенасыщенности. Низкая солёность обычно достигается через разбавление пластовой воды дистиллированной водой. Техника заводнения водой с низким содержанием солей является весьма широко изученным методом в лабораторных условиях, активное исследование которого началось в 1990-х гг. [1, 2].

Результативность малосольного метода увеличения нефтеотдачи (далее – МУН) была доказана и при вторичных, и при третичных способах разработки, где наблюдался прирост добычи нефти до 15%. В сравнении с закачкой морской или высокосолёной воды, применение обсуждаемой технологии при использовании вторичного метода характеризуется более поздним прорывом воды в скважину [3]. Во время третичного метода извлечения малосольная вода показала потенциал к вытеснению дополнительной нефти [4]. Успешные результаты в виде увеличения нефтеотдачи в ходе выполненных испытаний на кернах привели к попыткам реализации закачки малосольной воды на месторождениях как с карбонатными, так и с терригенными коллекторами. Уменьшение остаточной нефтенасыщенности в призабойной зоне коллектора после заводнения раствором с пониженной концентрацией солей отмечалось в таких месторождениях, как Омар, Эндикотт, месторождения северного склона Аляски [5–7].

Главным эффектом закачки малосольной воды в нефтеносный пласт является изменение смачиваемости породы-коллектора, что несёт уменьшение капиллярных сил и гидрофобизации и, соответственно, улучшение коэффициента вытеснения нефти. Помимо этого, есть и положительное влияние пониженной солёности на межфазное взаимодействие воды и нефти. Различные механизмы ответственны за эффективность данной технологии, и до сих пор ведутся дискуссии о наличии одного доминирующего механизма. В карбонатных и терригенных породах-коллекторах малосольная вода функционирует по-разному из-за различного минералогического состава.

Критерии для малосольного заводнения

Для достижения высокой результативности малосольного МУН в терригенных коллекторах содержание солей в закачиваемой воде должно быть значительно ниже, чем в пластовой воде, тем самым создавая градиент солёности между ними. Однако есть утверждения, что эффект малосольной воды обеспечивается путем закачки воды с солёностью ниже 5000 мг/л [7].

Существуют предположения о том, что наряду с солёностью закачиваемой воды ионный состав имеет немаловажную роль в получении ожидаемого увеличения КИН. Так, например, в работе [8] при изучении малосольного заводнения на керне были подготовлены растворы CaCl₂ и NaCl. Имея одинаковую солёность в 5000 мг/л, раствор натрия повысил КИН на 7% больше, чем раствор кальция. Это указывает на то, что при планировании МУН с малосольной водой необходимо учитывать и ионный состав закачиваемого агента. Повышенная концентрация двухвалентных катионов может негативно повлиять на исход, соответственно, уменьшение количества этих ионов считается желательной процедурой при разработке данного МУН.

Идеальными кандидатами для закачивания малосольной воды являются коллекторы с высоким содержанием глинистых минералов, т.к. именно они имеют способность лучше «поглощать» полярные компоненты нефти (смолы и асфальтены). Следовательно, обеспечивается максимальная гидрофобность для наблюдения ожидаемого эффекта от воды с низкой концентрацией солей [9].

Механизмы малосольного заводнения

В результате всестороннего изучения ученые выявили ряд механизмов малосольного заводнения, ответственных за высокую эффективность и улучшение смачиваемости в терригенных породах. Среди них наиболее распространенными являются мультикомпонентный обмен ионами, увеличение pH, снижение межповерхностного натяжения между водой и нефтью, миграция мелких частиц, расширение электрического двойного слоя (далее – ЭДС).

Мультивалентные и двухвалентные ионы, Ca²⁺ и Mg²⁺, имеющиеся в ионном составе пластовой воды, с одной стороны прикрепляются к глинистым минералам, а с другой – к полярным компонентам нефти, и создают металлоорганические соединения. Помимо этого, в иных случаях перечисленные полярные соединения нефти адсорбируются сразу на поверхности породы без помощи ионов (рис. 1, а). Оба случая приводят к усилению гидрофобности среды. Низкая солёность и большее содержание простых одновалентных ионов Na⁺ и K⁺ в малосольной воде в сравнении с пластовой провоцируют мультикомпонентный ионный обмен. Суть в том, что простые ионы заменяют мультивалентные ионы, которые адсорбированы на поверхности породы, тем самым освобождая нефть вместе с ними. Также в результате ионного обмена одновалентные ионы могут замещать саму нефть (рис. 1, б). Путем такого обмена ионами происходит изменение смачиваемости и увеличение количества извлекаемой нефти [10].

 

Рисунок 1. Иллюстрация мультикомпонентного обмена ионами в песчаных породах

Figure 1. Illustration of multicomponent ion exchange in sands

а) пластовые условия / reservoir conditions; б) среда с пониженной солёностью / low salinity environment

 

Улучшение нефтеотдачи и изменение смачиваемости многие исследователи обуславливают повышением pH из-за вступления малосольной воды в реакцию с породой. Увеличение pH считается исходом замещения ионов Ca²⁺ ионами водорода (H⁺), которых много в малосольном растворе. В результате описанного обмена освобождаются OH^-, что в конечном счете вызывает повышение pH. В созданной щелочной среде кислотные и основные компоненты в составе нефти с легкостью могут отсоединиться от поверхности породы [11]. Вместе с тем высокие значения pH способствуют повышению магнитуды негативного заряда некоторых минералов, что однозначно положительно влияет на расширение ЭДС.

В водной среде поверхность песчаников и глинистых минералов в терригенных породах заряжена негативно также, как и компоненты нефти (-COO^-), что должно привести к формированию кулоновского отталкивания. Однако согласно теории двойного слоя, в высокосолёной среде, которой является пластовая вода, вокруг и возле электростатически заряженной поверхности собираются ионы с зарядом противоположным, чем сама поверхность. Это провоцирует формирование электрического двойного слоя противоионов, который экранирует электростатические силы отталкивания и содействует «прилипанию» нефти к породе. Между тем в малосольной воде дефицит ионов увеличивает толщину ЭДС из-за рассеянных ионов в ней, и он не перекрывает, а, наоборот, увеличивает отталкивающиеся силы. Следовательно, при малосольном заводнении из-за широкого ЭДС нефть отталкивается от породы, и электростатические силы противостоят дальнейшей адсорбции углеводоро- дов [12].

Механизм уменьшения межповерхностного натяжения в системе нефть-вода не так популярен, т.к. считается, что снижение натяжения путем малосольного МУН незначительно для наблюдения высоких КИН [7]. Стоит отметить, что pH водной среды после внедрения малосольного раствора недостаточно высок. Поскольку понижение межповерхностного натяжения между малосольной водой и нефтью зависит от pH, оно может не отмечаться из-за неудовлетворительных показателей pH. Следовательно, указанный механизм не является главным объяснением повышения КИН, хотя предоставлены отдельные исследования [13], где наблюдалась позитивная реакция в виде улучшения гидрофильности за счёт уменьшения межфазного натяжения.

Работа механизма миграции мелких частиц заключается в закупоривании поровых каналов коллектора мелкими частицами глины. Суть в том, что малосольная вода повышает электростатические силы отталкивания между частицами глины и самой породы, к которой они прикреплены. Далее отсоединенные частицы скапливаются и блокируют пути, и поток воды из-за неспособности пройти дальше перенаправляется в труднодоступные регионы порового пространства, где, возможно, находится нефть, тем самым обеспечивая эффективную прочистку [14]. Описанный механизм требует присутствия глинистых частиц в продуктивном пласте, чтобы достичь определенного прироста нефтеотдачи. В частности, особо важно содержание глин, не склонных к набуханию, а именно каолинитов и иллитов. Тем не менее в литературе приведены случаи, где эффект от малосольного заводнения наблюдался и в отсутствие мелких фракций глины.

Материалы и методы

Характеристика месторождения

Изучаемое месторождение расположено на западе Казахстана. Разведочными скважинами были вскрыты 4 продуктивных нефтяных пласта, сложенных верхнепермскими породами, которые разрабатываются как один эксплуатационный объект. Породы преимущественно глинистые, среди которых выделяются песчаники и алевриты, служащие породами-коллекторами. Поскольку объект многопластовый, при разработке возникают проблемы с дренированием и выработкой слабопроницаемых пород. По кривым относительных фазовых проницаемостей (далее – ОФП) можно сделать вывод о склонности горной породы взаимодействовать с определенной жидкостью. Согласно кривым, точка равенства ОФП соответствует водонасыщенности Sw > 0,5, следовательно, вода является смачивающей фазой (рис. 2). Основные свойства нефти и коллектора перечислены в табл. 1.

 

Рисунок 2. Кривые ОФП исследуемого месторождения

Figure 2. RPP curves of the studied field

krw – относительная фазовая проницаемость по воде / relative phase permeability to water

kro – относительная фазовая проницаемость по нефти / relative phase permeability for oil

Sw – водонасыщенность / water saturation

 

Таблица 1. Основные характеристики изучаемого месторождения

Table 1. Main characteristics of the studied field

Параметр Parameter	Значение Value
Плотность пластовой нефти, кг/м³ Reservoir oil density, kg/m³	756
Вязкость пластовой нефти, мПа*с Reservoir oil viscosity, mPa*s	1,33
Газосодержание, м³/м³ Gas content, m³/m³	107,7
Объемный коэффициент Volume ratio	1,282
Давление насыщения, МПа Saturation pressure, MPa	12
Начальное пластовое давление, МПа Initial reservoir pressure, MPa	31
Пластовая температура, °С Reservoir temperature, °C	57

 

Пластовые воды продуктивных горизонтов являются жёсткими и высокосолёными с общим содержанием солей в 317 кг/м³. В компонентном составе этих вод преобладают ионы Na⁺ и Cl^- (табл. 2). Месторождение разрабатывается за счёт поддержания пластового давления путем закачки воды из водозаборных скважин.

 

Таблица 2. Ионный состав пластовой и закачиваемой воды

Table 2. Ionic composition of reservoir and injected water

Ионы, кг/м³ Ions, kg/m³	Пластовая вода Reservoir water	Закачиваемая вода Injected water
Na++K+	118,7–120,9	10,1
Cl-	189,5–192,9	15,3
SO4²-	1,603	0,881
Ca²+	3,4–3,6	0,16
Mg²+	0,4–0,6	0,061
HCO3-	0,268	0,336
Общая солёность, кг/м³ Total salinity, kg/m³	317	26,9
pH	6,5–6,7	7,54

 

Моделирование

Моделирование малосольного заводнения было реализовано через трехфазный симулятор ECLIPSE 100. В данном симуляторе есть опция воды с низкой солёностью, которая активируется через ключевое слово «LOWSALT» в секции RUNSPEC. Она связывает общую солёность воды с кривыми относительной фазовой проницаемости. Для этого надо определить кривые ОФП для вод с высоким и низким содержанием солей. Для вод со значением солёности, находящимся между этими двумя кривыми, идет интерполяция через функцию LSALTFNC.

В данной работе закачиваемая вода из водозаборных скважин с общей солёностью в 26,9 кг/м³ будет выступать в качестве высокосолёной (далее – ВС) воды. Проанализировав ОФП по воде с высокой солёностью и подобрав степени функции Кори, можно построить кривую для малосольной воды. Это легко осуществляется через определение значения остаточной нефтенасыщенности S_or после малосольного заводнения. Поскольку для данного месторождения ещё не была изучена эффективность воды с низким содержанием ионов, центральной задачей было определить, насколько низкая солёность может повлиять на остаточную нефтенасыщенность. Для этого были изучены работы прошлых лет, где описывается использование малосольного МУН в масштабах месторождения, а не керна. Согласно работе [7], в терригенном коллекторе разбавление высокосолёной воды в 10 раз понизило S_or на 9%. Следовательно, мы можем предположить, что для изучаемого месторождения уменьшение солености в 10 раз может уменьшить остаточную нефтенасыщенность на 9%: вода с солёностью в 2,69 кг/м³ понизила бы S_or с 0,206 до 0,116 (рис. 3). Помимо этого, был рассмотрен эффект от разбавления воды в 2 раза (13,45 кг/м³). Кривые ОФП для данного значения солёности были интерполированы согласно коэффициентам F₁ для LSALTFNC (табл. 3).

Для изучения распределение нагнетательных и добывающих скважин для моделирования осталось неизменным. Скважины являются вертикально направленными. Для моделирования все 14 добывающих скважин были открыты в одно и то же время с целевым дебитом в 100 м³/сут. Лимит забойного давления в добывающих скважинах был установлен на уровне, который больше, чем давление насыщения, чтобы предотвратить разгазирование пластовой нефти. Работа трех нагнетательных скважин была ограничена забойным давлением в 65 МПа, не превышающим давления разрыва пласта.

 

Рисунок 3. Кривые ОФП по высокосоленой и малосольной воде

Figure 3. RPP curves for high-salt and low-salt water

k_rw – относительная фазовая проницаемость по воде / relative phase permeability to water

k_ro – относительная фазовая проницаемость по нефти / relative phase permeability for oil

Sw – водонасыщенность / water saturation

 

Таблица 3. Таблица коэффициентов для функции LSALTFNC

Table 3. Table of coefficients for the LSALTFNC function

Солёность, кг/м³ Salinity, kg/m³	F1
2,69	1
13,45	0,5
26,9	0

 

Результаты моделирования

Воздействие концентрации солей на добычу и коэффициент вытеснения нефти на рассматриваемом месторождении во время вторичной закачки было определено путем моделирования заводнения растворов с солёностью в 26,9 кг/м³ (ВС), 13,45 кг/м³ (2dxВС) и 2,69 кг/м³ (10dxВС). Модель была запущена на 18 лет, или примерно 6500 дней. Анализ эффективности понижения солёности был проведен путем сравнения величины нефтедобычи после заводнения с ВС водой.

Рис. 4 демонстрирует, что раствор с концентрацией ионов в 26,9 кг/м³ вытеснил около 15,6% изначальных запасов. Рис. 5 иллюстрирует кривые накопленной добычи нефти и воды. Согласно полученным данным, нефть начала производиться сразу, тогда как воде понадобилось больше времени для прорыва в скважину. Поскольку содержание солей в закачиваемом агенте намного меньше, чем в пластовой воде (317 кг/м³), в добытой воде присутствуют твердые вещества, что показано на рис. 6. Наличие солей является следствием наличия градиента солёности и установления нового химического равновесия.

 

Рисунок 4. Эффективность извлечения нефти с ВС водой (26,9 кг/м³)

Figure 4. Efficiency of oil recovery with HS water (26.9 kg/m³)

 

Рисунок 5. Накопленная добыча нефти и воды во время ВС заводнения (26,9 кг/м³)

Figure 5. Cumulative oil and water production during HS water flooding (26.9 kg/m³)

зеленая линия – нефть, синяя линия – вода

green line – oil, blue line – water

 

Рисунок 6. Концентрация соли в добытой воде после закачки ВС воды (26,9 кг/м³)

Figure 6. Salt concentration in produced water after injection of HS water (26.9 kg/m³)

 

Далее при использовании растворов, разбавленных в 2 раза (2dxВС) и в 10 раз (10dxВС), наблюдается повышение добываемой нефти и прирост коэффициента её извлечения на 1,3% и 2% соответственно (рис. 7–8). Таким образом, понижение концентрации солей в 2 раза провоцирует увеличение эффективности нефтеотдачи на ~1,3%, тогда как при разбавлении изначальной солёности в 10 раз добываются дополнительные ~2% нефти. Согласно кривым накопленной добычи нефти и воды, около 500 дней понадобилось для активации малосольных растворов и для протекания необходимых реакций между водой и породой/нефтью. Небольшая разница в приросте (0,7%) между двумя видами малосольной воды свидетельствует о том, что существует оптимальная концентрация солей, меньше которой может не наблюдаться дальнейший рост нефтеотдачи. Количество солей в добытой воде снижается с уменьшением солёности закачиваемой воды (рис. 9).

 

Рисунок 7. Эффективность извлечения нефти с растворами

Figure 7. Efficiency of oil recovery with solutions

голубая линия – ВС (26,9 кг/м³), зеленая линия – 2dxВС (13,45 кг/м³), синяя линия – 10dxВС (2,69 кг/м³)

blue line – BC (26,9 kg/m³), green line – 2dxBC (13,45 kg/m³), blue line – 10dxBC (2,69 kg/m³)

 

Рисунок 8. Накопленная добыча нефти

Figure 8. Cumulative oil production

голубая линия – ВС, зеленая линия – 2dxВС, синяя линия – 10dxВС

blue line – BC, green line – 2dx BC, blue line – 10dx BC

 

Рисунок 9. Концентрация соли в добытой воде после закачки ВС

Figure 9. Salt concentration in produced water after HS water injection

голубая линия – ВС, красная линия – 2dxВС, зеленая – 10dxВС

blue line – BC, red line – 2dx BC, green – 10dx BC

 

Обсуждение

Эффект от малосольной воды был не таким значительным, как ожидалось. Это объясняется тем, что поверхность породы изначальна была гидрофильна. Адсорбированной нефти не было в достаточном количестве, чтобы малосольная вода смогла проявить необходимое влияние и изменить смачиваемость. Гидрофильность обуславливается низкой концентрацией двухвалентных ионов (Ca²+ и Mg²+) в пластовой воде и, соответственно, малым содержанием металлоорганических соединений. Согласно вышеупомянутому, двухвалентные ионы в пластовой воде и «привязанная» к породе нефть являются необходимыми атрибутами для мультикомпонентного ионного обмена. Вместе с этим незначительное увеличение добычи может быть связано с вероятностью того, что ВС вода, рассматриваемая в этой работе (26,9 кг/м³), может выступать как малосольная по отношению к пластовой воде (317 кг/м³). И во время сравнения двух растворов с разным содержанием твердых веществ (26,9 и 2,69 кг/м³) может и не наблюдаться огромная разница в извлечении углеводородов.

Как было отмечено, в разрезе продуктивных пластов наблюдается литологическое замещение проницаемых песчаников породами с повышенной глинистостью. Следовательно, предполагаемой причиной прироста коэффициента нефтеотдачи может быть то, что малосольная вода высвобождает глинистые частицы за счёт увеличения электростатических сил. Вследствие этого свободные мелкие частицы забивают поры в высокопроницаемых прослоях. Таким образом, поток воды перенаправляется и получает доступ в менее проницаемые регионы с нефтью и прочищает их. Однако для полной уверенности в данном процессе необходимы экспериментальные исследования.

Объяснением наблюдения прироста добычи может служить изменение взаимодействий не только на поверхности породы, но и на границе нефть-вода. Более того, учитывая гидрофильность породы коллектора, можно предположить, что такой исход вполне допустим. Низкая концентрация солей способствует повышению вязкоупругости при взаимодействии нефти с водой. Созданная вязкоупругая среда предотвращает разрыв нефтяной фазы и формирование ганглий/капель при движении нефти из одной поры в другую. Чаще всего отделившиеся ганглии становятся неподвижными из-за капиллярных сил и остаются в порах. Следовательно, вязкоупругая граница провоцирует слияние всех нефтяных ганглий в одну целую фазу [15] и обеспечивает последующее вытеснение нефти в сторону добывающих скважин. Поскольку этот эффект/механизм активизируется вследствие реакции малосольной воды с нефтью, можно ожидать прирост нефти в результате закачки воды с низкой солёностью на данном месторождении. Следует заметить, что увеличение КИН может быть последствием синхронного действия нескольких механизмов, а не только одного. Это зависит от множества факторов, включающих смачиваемость, характеристики пластовой нефти, температуру, давление и другие.

Для точного описания и комплексного рассуждения рекомендуется провести лабораторный экспериментальный анализ с использованием породы и вышеуказанных жидкостей. В зависимости от масштаба меняется и характер исследования. Взаимодействие воды с нефтью в малосольной среде может быть описано в масштабе пор, тогда как реакцию гидрофобной породы при контакте с малосольной водой можно исследовать как в масштабе пор, так и в масштабе керна. Экспериментальное заводнение с малосольным раствором на керновом материале дает возможность оценить поведение кривых ОФП. Это, в свою же очередь, гарантирует точный прогноз эффективности обсуждаемого МУН.

Заключение

В данной работе были перечислены и описаны критерии и широко известные механизмы малосольного заводнения. Кроме этого, была дана оценка эффективности малосольной воды в извлечении нефти на терригенном месторождении Казахстана. На основе полученных результатов были сделаны следующие заключения:

1. При моделировании малосольного заводнения на терригенном месторождении Казахстана выяснилось, что понижение содержания солей в закачиваемой воде в 2 и 10 раз привело к обсервации прироста коэффициента извлечения нефти на 1,3% и 2% соответственно.
2. Незначительная разница между изучаемыми малосольными водами в эффективности вытеснения нефти говорит о наличии оптимальной солёности закачиваемой воды.
3. Изначальная гидрофильность поверхности породы коллектора исключает изменение смачиваемости как причину увеличения добычи нефти.
4. Вероятным объяснением повышения нефтедобычи может служить формирование вязкоупругой границы между нефтью и малосольной водой, что провоцирует соединение обособленных нефтяных капель в одно целое и последующее извлечение.
5. Рекомендуется изучение малосольного заводнения на керновом материале с исследуемого месторождения для получения точных кривых ОФП и для понимания того, насколько низкая солёность может повлиять на распределение нефти в породе.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующий образом: Аскарова И.А. – проведение исследования, написание рукописи, Джунусбаева А.У. – концепция исследования, Марданов А.С., Джаксылыков Т.С. – сбор, анализ, интерпретация данных исследования, Утеев Р.Н. – проверка результатов, редактирование рукописи.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. Askarova I. – conduction of the study, writing of the manuscript, Junusbayeva A. – conception of the study, Mardanov A., Jaxylykov T. – acquisition, analysis, interpretation of data for the study; Uteyev R. – quality check, revision of the manuscript.

About the authors

Ingkar A. Askarova

Atyrau branch of KMG Engineering

Author for correspondence.
Email: askarova.i@kmge.kz
Kazakhstan, Atyrau

Rahim N. Uteyev

Atyrau branch of LLP "KMG Engineering"

Email: uteyev.r@kmge.kz
Kazakhstan, Atyrau

Altynbek S. Mardanov

Atyrau branch of LLP "KMG Engineering"

Email: mardanov.a@kmge.kz

 

Kazakhstan, Atyrau

Talgat S. Jaxylykov

Atyrau branch of LLP "KMG Engineering"

Email: jaxylykov.t@kmge.kz
Kazakhstan, Atyrau

Ainura U. Junusbayeva

Atyrau branch of LLP "KMG Engineering"

Email: junusbayeva.a@kmge.kz
Kazakhstan, Atyrau

References

Supplementary files