Вестник нефтегазовой отрасли КазахстанаВестник нефтегазовой отрасли Казахстана2707-42262957-806XKMG Engineering8888210.54859/kjogi88882Research ArticleThe experience of implementation of polymer flooding technology at Zaburunye oil filed as a method for developing mature fieldsMussayevMarlen S.<p>Master of Science, senior engineer of the enhanced oil recovery methods unit of the Integrated Modeling Department</p>m.mussayev@niikmg.kzMusharovaDarya A.<p>Master of Science, research worker of the enhanced oil recovery methods unit of the Integrated Modeling Department</p>d.musharova@niikmg.kzZhappasbayevBirzhan Z.<p>Doctor Ph.D., research worker of the enhanced oil recovery methods unit of the Integrated Modeling Department</p>b.zhappasbayev@niikmg.kzOrynbassarYermek K.<p>Manager of the enhanced oil recovery methods unit of the Integrated Modeling Department</p>y.orynbassar@niikmg.kzKMG Engineering LLP150320213129422211202122112021Copyright © 2021, Mussayev M.S., Musharova D.A., Zhappasbayev B.Z., Orynbassar Y.K.2021<p>In the conditions of high depletion of oil fields and unstable oil prices, the methods for enhancing oil recovery are becoming especially relevant, the use of which contributes to an increase of the oil recovery factor in addition to the use of the secondary oil recovery methods. One of the technologies, allowing the ORF to be enhanced, is polymer water flooding, the distinct advantages of which include a wide range of application and design variability upon implementation.</p> <p>This paper presents the results of applying the polymer water flooding technology at the Zuburunye field. With the purpose of determining the strategy for the further implementation of the polymer water flooding technology, and finding the optimal forecast options for the field development, calculations have been carried out on a constructed hydrodynamic model.</p>polymer water floodingoil recovery factor (ORF)enhanced oil recoverybrown fieldincreased coveragepolymerhydrodynamic modelforecast optionadaptationoptimizationполимермен суландырумұнай беру коэффициентімұнай өнімділігін арттыружетілген кен орнықамтуды арттыруполимергидродинамикалық модельболжамдық нұсқабейімдеуоңтайландыруполимерное заводнениекоэффициент извлечения нефти (КИН)повышение нефтеотдачизрелое месторождениеповышение охватаполимергидродинамическая модельпрогнозный вариантадаптацияоптимизация<h3>Введение</h3> <p>В настоящее время многие нефтегазовые месторождения Казахстана находятся на поздней стадии разработки и относятся к категории зрелых месторождений. По оценке Министерства энергетики РК сейчас в недрах Казахстана остается около 70% нефти. В мировом опыте разработки зрелых месторождений ключевое внимание уделяется внедрению третичных методов увеличения нефтеотдачи химических, тепловых, газовых, микробиологических. Широкое применение новых методов нефтеотдачи позволило бы нарастить извлекаемые запасы нефти как минимум на 1520% [1]. Поиск новых технологий и методов разработки, экономически рентабельных для разработки зрелых месторождений, в условиях опережающего обводнения является первоочередной задачей для специалистов нефтяной отрасли. Наиболее широкое распространение получили газовые, тепловые и химические методы увеличения нефтеотдачи.</p> <h3>Результаты и обсуждение</h3> <p>В целях оценки текущего состояния разработки проведен скрининг топ-27 месторождений АО НК КазМунайГаз для оценки выработанности запасов по текущим и накопленным технологическим показателям. С учетом опережения обводненности на 10%, по сравнению с выработкой запасов нефти от начальных извлекаемых запасов (далее НИЗ), выделяются следующие месторождения: Каражанбас, Каламкас, Асар, Узень, Карамандыбас, Забурунье, Б. Жоламанов, Кенбай (уч. В. Молдабек), Уаз, Акингень, Нуралы, Алибекмола (рис. 1). По данным месторождениям наблюдается низкая выработка запасов при высокой обводненности.</p> <p><strong></strong></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 1. Выработанность запасов по топ-27 месторождениям ДЗО АО НК КазМунайГаз" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176742-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176742-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 1. Выработанность запасов по топ-27 месторождениям ДЗО АО НК КазМунайГаз</strong></p> <p></p> <p>Успешное промышленное внедрение методов увеличения нефтеотдачи (далее МУН) на месторождениях дочерних зависимых организаций (далее ДЗО) АО НК КазМунайГаз позволит обеспечить прирост коэффициента извлечения нефти (далее КИН) до 510% и более (рис. 2). При увеличении КИН только на 5% на месторождениях с опережающими темпами обводненности по АО Озенмунайгаз, АО Мангистаумунайгаз, АО Каражанбасмунай, АО Эмбамунайгаз дополнительно извлекаемые запасы могут составить более 164 млн т нефти, что приравнивается к открытию нового крупного месторождения.</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 2. Оценка потенциала добычи нефти при применении МУН при увеличении КИН на 5%" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176743-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176743-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 2. Оценка потенциала добычи нефти при применении МУН при увеличении КИН на 5%</strong></p> <p><strong></strong></p> <p>Общеизвестно, что основным методом воздействия на нефтяные пласты остается заводнение, ввиду чего повышение его эффективности является одной из главных задач современной нефтяной инженерии. Среди третичных методов увеличения нефтеотдачи наиболее распространёнными являются химические методы воздействия на пласт. Данные методы применимы для низких и средних температур до 90С, с широким диапазоном вязкостей от 10 до 900 сП. Полимерное заводнение (далее ПЗ) является одним из перспективных методов решения для оптимизации существующего заводнения. При закачке в пласт полимерный раствор обычно движется по высокопроницаемым слоям коллектора из-за возникающего наименьшего сопротивления в них при фильтрации и создает комбинацию двух эффектов повышения вязкости вытесняющего агента и снижения проводимости пористой среды за счет уменьшения динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышения охвата пластов заводнением. Основная специфика фильтрации полимерного раствора состоит не только в повышении вязкости воды, но и в снижении ее подвижности, в повышении фактора сопротивления в пористой среде при малых скоростях фильтрации раствора, причиной которого является адсорбция полимера в пористой среде [2]. Технология ПЗ широко распространена за рубежом в Китае, Индии, Канаде, Омане, Франции и других странах. Получены положительные результаты полевых испытаний, в ряде случаев ПЗ применяется в промышленных масштабах [3]. В мировой практике имеется опыт применения ПЗ на месторождениях Канады Pelican Lake, Mooney, Seal, с вязкостью нефти более 1000 сП (300080000 сП), с комплексными подходами по разработке (уплотненное бурение горизонтальных скважин в сочетании с полимерным заводнением, модификация полимерного заводнения и др.). С учетом общепринятых критериев МУН (рис. 3) для условий м. Забурунье АО Эмбамунайгаз подходящими являются химические методы увеличения нефтеотдачи, в частности, технология полимерного заводнения.</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 3. Экспресс-скрининг м. Забурунье АО Эмбамунайгаз" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176745-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176745-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 3. Экспресс-скрининг м. Забурунье АО Эмбамунайгаз</strong></p> <p><strong></strong></p> <h3>Общие сведения по месторождению и проекту полимерного заводнения</h3> <p>Газонефтяное м. Забурунье открыто в 1981 г. По величине извлекаемых запасов нефти месторождение относится к средним и имеет сложное геологическое строение. Основным продуктивным горизонтом является горизонт IIne. II неокомский горизонт залегает в интервале глубин 889960 м. Термобарические условия следующие: температура и пластовое давление в среднем по II неокомскому горизонту 38,9С и 10,0 МПа соответственно, вязкость нефти в пластовых условиях в среднем по горизонту составляет 15,3 мПа*с (табл. 1).</p> <p></p> <p><strong>Таблица 1. Геолого-физические характеристики целевого горизонта Неоком-II м. Забурунье</strong></p> <table> <tbody> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>Параметры</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>Значения</strong></p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Средняя глубина залегания, м</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>942</p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Тип коллектора</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>терригенный</p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Пористость по ГИС, д. ед.</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>0,303</p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Средняя нефтенасыщенность по ГИС, д. ед.</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>0,638</p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Проницаемость по керну, мкм²</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>0,526</p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Начальная пластовая температура, С</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>39</p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Начальное пластовое давление, МПа</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>9,18</p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Давление насыщения нефти газом, МПа</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>5,4</p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>15,3</p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Плотность нефти в пластовых условиях, г/см³</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>0,811</p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>0,895</p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Вязкость пластовой воды, мПа*с</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>1,6</p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Плотность пластовой воды, г/см³</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>1,092</p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Общая минерализация пластовой воды, г/л</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>141,5</p> </td> </tr> </tbody> </table> <p></p> <p>C ноября 2014 г. на м. Забурунье ведутся опытно-промышленные испытания (далее ОПИ) по закачке раствора полимера с целью повышения нефтеотдачи пластов на горизонте II-ne. Действующий фонд добывающих и нагнетательных скважин по участку ПЗ составляет 62 и 6 ед. соответственно. ОПИ по технологии ПЗ начаты с закачки полимерного раствора в нагнетательные скв. №11 и 55. По результатам ОПИ на скв. №11 и 55 с сентября 2017 г. на м. Забурунье начаты работы по расширению технологии ПЗ путем перевода под закачку полимерного раствора дополнительно 4 скв. №14А, 34, 42, 48 (рис. 4).</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 4. Участок ОПИ ПЗ на м. Забурунье" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176760-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176760-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 4. Участок ОПИ ПЗ на м. Забурунье</strong></p> <p><strong></strong></p> <p>В качестве источника воды для подготовки полимерного раствора используется попутно-добываемая (сточная) вода. На участке ПЗ имеется накопительная емкость для отстаивания воды, применяемой для приготовления и закачивания полимерного раствора в скважины. По результатам исследований химического состава закачиваемые воды являются слабокислыми, рассолами средними. Они представлены средней суммарной минерализацией 134657,5 мг/л и плотностью 1,0914 г/см. Тип вод по Сулину хлоридно-кальциевый. Ионы кальция и магния имеют содержание 2405 мг/л и 1216 мг/л соответственно, вследствие чего воды являются очень жесткими. Содержание растворенного кислорода варьируется от 7,30 до 7,80 мг/л. Содержание трехвалентного железа находится в пределах 0,981,54 мг/л, двухвалентного в диапазоне 24,9232,76 мг/л, сероводород (Н₂S) не обнаружен. Содержание взвешенных частиц на уровне 1827 мг/л, нефтепродуктов 43,775,4 мг/л.</p> <p>Стоит отметить, что с целью оптимизации технологии за счет снижения степени деструкции, повышения вязкости и уменьшения затрат сухого полимерного порошка для загущения закачиваемой жидкости рекомендована подготовка промысловых вод. Помимо высокой минерализации, отмечается повышенное содержание двухвалентных металлов Ca²⁺ и Mg²⁺, закисного железа Fe²⁺, растворенного кислорода. Наличие данных компонентов в воде создает предрасположенность для окислительной химической деструкции, и, как следствие, потери вязкостных свойств полимера.</p> <p>Применяемый для закачки полимер марки Flopaam 5205 VHM AL-888 относится к виду терполимеров акриламида, акриловой кислоты и акриламидо-третбутил-сульфоната (далее АТБС) и является тройным сополимером (акриламид / АТБС / акриловая кислота). Добавление в состав полимера такого мономера, как АТБС, расширяет диапазон применения полимеров в условиях высокой минерализации и жесткости пластовых вод.</p> <p>Полимер марки Flopaam 5205 VHM AL-888 представляет собой твердое гранулированное вещество, слегка желтого цвета, молекулярной массы 13,53 млн Да. Содержание основного вещества 90,82%, нерастворимого осадка 0,00%. Характеристическая вязкость полимера составляет 20,43 дл/г, степень гидролиза 19,54% и время растворения полимеров в низкоминерализованной воде 120 мин. Физико-химические параметры полимера Flopaam 5205 VHM AL-888 соответствуют заявленным техническим характеристикам и общепринятым требованиям, предъявляемым к полиакриламидам для нефтяной промышленности.</p> <p>Проведены реологические исследования полимерного раствора, получены зависимости вязкости водных растворов полимеров от концентрации и скорости сдвига при температуре 25С и 39С (пластовая температура). Проведена оценка коэффициента фильтруемости полимерного раствора рабочей концентрации (1950 ppm). Полимерные растворы для ПЗ должны иметь хорошую фильтруемость это является основой для обеспечения их хорошей закачиваемости и способности продвижения по пласту. Неблагоприятная фильтруемость может привести к серьёзной закупорке пор и загрязнению пластов. По результатам эксперимента на фильтруемость раствора полимера марки Flopaam 5205 VHM AL-888 с концентрацией 1950 ppm через мембранные фильтры, коэффициент фильтрации 1,5, считается кондиционным.</p> <p>Исследования на термостабильность полимерного раствора в течение 30 сут при пластовой температуре 39С проводились методом параллельных колб (в герметичных ёмкостях), с временными интервалами 0, 5, 15, 30 дней, путем замеров начальной и промежуточной вязкости полимерного раствора. Для данных исследований использовались свежеприготовленные полимерные растворы с концентрациями полимера 500 ppm и 1950 ppm. По результатам исследований термостабильности по истечении 30 дней отмечается снижение вязкости по полимерному раствору концентрации 1950 ppm и 500 ppm на 31% и 23% соответственно.</p> <p>Также с целью оценки нефтевытесняющих свойств полимерного раствора проведены фильтрационные исследования в реальных термобарических условиях на имеющемся керне м. Ботахан, наиболее подходящим по фильтрационно-емкостным свойствам, представленным песчаником мелкозернистым, участками средне-мелкозернистым, с тонкими прослойками алевролита. Средние значения Кпор в пределах 0,250,3 д. ед, Кпр в диапазоне 176344 мД.</p> <p>По полученным результатам фильтрационных экспериментов отмечается прирост коэффициента вытеснения на 5,6% при закачке полимерного раствора с концентрацией 500 ppm, с концентрацией 1950 ppm 14,1%, что говорит об эффективности вытеснения нефти полимерным раствором в условиях эксперимента по сравнению с заводнением.</p> <p>С учетом полученных результатов лабораторных исследований обновлён исходный файл с указанием свойств по полимеру для гидродинамической модели. Определенные показатели полимерного заводнения получены в ходе адаптации. Так, подобраны следующие параметры: адсорбция 0,0001 кг/кг, недоступный поровый объем 0,2 д. ед., фактор остаточного сопротивления 10.</p> <h3>Результаты реализации технологии ПЗ</h3> <p>По результатам расчёта эффективности технологии ПЗ по состоянию на 01.01.2021 г. (рис. 5) общий эффект с начала реализации проекта составляет 184635 т нефти, прокачано 14,7% порового объема, затрачено 3640 т полимера, снижение обводненности относительно базового уровня 2,0%, дополнительная добыча нефти на 1 т полимера 50,7 т.</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 5. Динамика дополнительной добычи нефти ПЗ м. Забурунье" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176762-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176762-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 5. Динамика дополнительной добычи нефти ПЗ м. Забурунье</strong></p> <p><strong></strong></p> <p>Анализ участка применения технологии ПЗ по различным диагностическим графикам и интегральным характеристикам вытеснения показывает улучшение выработки запасов нефти и процессов вытеснения нефти после начала закачки более вязкого вытесняющего агента. Подтверждением изменения фильтрационных процессов и увеличения охвата пласта вытесняющим агентом являются стабилизация динамики обводнения продукции и добычи нефти в целом по блоку III горизонта II-ne м. Забурунье. Результаты анализа эффективности ПЗ представлены на рис. 67. Текущий прирост КИН по сравнению с базовым вариантом при заводнении составляет 2%.</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 6. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176763-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176763-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 6. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости</strong></p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 7. Зависимость обводненности от выработки НИЗ" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176764-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176764-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 7. Зависимость обводненности от выработки НИЗ</strong></p> <p><strong></strong></p> <h3>Анализ выхода полимера в добывающих скважинах</h3> <p>В качестве инструментов для оценки эффективности мониторинга технологии ПЗ применяются различные виды промысловых и лабораторных исследований, одним из которых является так называемый экспресс-тест по выходу полимера с применением каолиновой глины, с целью качественного определения присутствия полимера в продукции реагирующих добывающих скважин опытного участка ПЗ.</p> <p>Результаты проведенных лабораторных испытаний количественного анализа на присутствие полимера в попутно-добываемых водах м. Забурунье показывают, что полимер присутствует во всех скважинах, но в большей степени в пробах со скв. №100, 101, 126 (рис. 8), расположенных в районе нагнетательных скв. №11 и №55, и в меньшей в пробах со скв. №8А, 67, 70, 100, 101, 126 и 151.</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 8. Результаты анализа добывающих скважин на выход полимера по участку ПЗ" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176765-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176765-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 8. Результаты анализа добывающих скважин на выход полимера по участку ПЗ</strong></p> <p><strong></strong></p> <p>Для дальнейшего улучшения процесса вытеснения, вовлечения дополнительных запасов нефти и оптимизации затрат необходимо рассмотреть целесообразность отключения нерентабельных добывающих скважин с высокой концентрацией полимера в их продукции. Для повышения охвата заводнением пласта при условии прорыва полимера в добывающие скв. №100, 101 и 126 рекомендуется проведение обработок с применением потокоотклоняющих технологий с целью блокирования высокопроницаемых пропластков, возможных каналов и выравнивания профиля приемистости нагнетаемого раствора в нагнетательные скв. №11 и 55. Перед проведением данных работ необходимо проведение трассерных исследований с целью уточнения объемов каналов, скорости продвижения жидкости и иных фильтрационных особенностей продвижения нагнетаемой жидкости по направлению в добывающие скважины.</p> <h3>Построение секторной гидродинамической модели</h3> <p>В целях расчета прогнозных показателей на м. Забурунье была построена гидродинамическая модель (далее ГДМ) (рис. 9) с адаптацией модельных показателей к историческим данным на период с 01.05.1989 г. по 01.01.2020 г. ГДМ представляет из себя трехмерную модель черной нефти (Black oil model) с фондом 73 скв. и количеством активных ячеек 62822 ед.</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 9. Общий вид трехмерной ГДМ пласта" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176766-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176766-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 9. Общий вид трехмерной ГДМ пласта</strong></p> <p><strong></strong></p> <p>Средняя проницаемость по всей модели составляет 703 мД, средняя пористость 0,29 д. ед. Гистограммы распределения проницаемости (PERMX) и пористости (Poro) представлены на рис. 10.</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 10. Распределение проницаемости (а) и пористости (б)" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176767-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176767-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 10. Распределение проницаемости (а) и пористости (б)</strong></p> <p><strong></strong></p> <p>Инициализация ГДМ производилась посредством J-функции. Неснижаемая водонасыщенность принята как огибающая по данным каротажа пористости в чисто нефтяной зоне. Остаточная нефтенасыщенность принята, исходя из коэффициентов вытеснения по месторождениям аналогам. На рис. 11 представлен пример принятых в модели кривых относительных фазовых проницаемостей.</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 11. Фазовые проницаемости в системе нефть-вода" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176768-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176768-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 11. Фазовые проницаемости в системе нефть-вода</strong></p> <p><strong></strong></p> <p>В качестве PVT модели была выбрана трёхфазная модель черной нефти (Black Oil). Результаты исследования пластовой нефти, которые были использованы в расчетах для корреляций PVT моделей, представлены на рис. 12, а) и б).</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 12. Зависимость газосодержания и объёмного коэффициента нефти от давления (а) и зависимость вязкости нефти от давления (б)" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176769-2-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176769-2-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 12. Зависимость газосодержания и объёмного коэффициента нефти от давления (а) и зависимость вязкости нефти от давления (б)</strong></p> <p><strong></strong></p> <p>Адаптация ГДМ Построенная ГДМ воспроизводит динамику основных показателей разработки на высоком уровне (рис. 13). Погрешности в сходимости модельных и исторических накопленных показателей нефти и жидкости составляют 0,5% и 0,05% соответственно.</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 13. Результаты адаптации основных показателей разработки" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176770-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176770-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 13. Результаты адаптации основных показателей разработки</strong></p> <p><strong></strong></p> <p>Ввиду недостаточной информации по пластовому давлению, проанализировано качество поскважинной адаптации забойных давлений. На рис. 14 представлен кросс-плот сопоставления исторических и модельных значений забойного давления с допустимой погрешностью 20%.</p> <p><strong></strong></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 14. Кросс-плот фактических (история) и модельных (расчёт) показателей забойного давления" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176771-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176771-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 14. Кросс-плот фактических (история) и модельных (расчёт) показателей забойного давления</strong></p> <p><strong></strong></p> <p>Функция полимера в ГДМ В рамках построения ГДМ с закачкой полимерного раствора были проведены лабораторные исследования по определению зависимости вязкости полимерного раствора от концентрации, зависимости вязкости от напряжения сдвига и по изменению коэффициента вытеснения (остаточной нефтенасыщенности). Вышеперечисленные параметры успешно внедрены в ГДМ. Настройка свойств полимерного раствора в ГДМ, не полученных по результатам лабораторных исследований, проводилась посредством адаптации динамики выхода концентрации полимера по ряду реагирующих добывающих скважин на участке ПЗ (рис. 15). При адаптации истории выхода полимеров заметно улучшилось качество адаптации фактической обводненности к модельной как по скважинам, так и по участку ПЗ, в период закачки полимерного раствора.</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 15. Сопоставление концентрации выхода полимера (фактическая и модельная) по добывающим скважинам" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176772-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176772-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 15. Сопоставление концентрации выхода полимера (фактическая и модельная) по добывающим скважинам</strong></p> <p><strong></strong></p> <p>Для проверки функции полимерного раствора в ГДМ был воспроизведён вариант модели, абсолютно идентичный варианту закачки полимерного раствора, за исключением самого агента закачки. Так, вместо полимера для закачки в 6 нагнетательных скважин использовалась вода. Полученная разница в добыче нефти является показателем эффективности полимерного заводнения в модели (рис. 16). Стоит отметить, что при закачке воды вместо полимерного раствора заметно ухудшилась адаптация обводнённости и, соответственно, дебита нефти.</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 16. Оценка эффективности от технологии ПЗ в ГДМ" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176773-2-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176773-2-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 16. Оценка эффективности от технологии ПЗ в ГДМ</strong></p> <p><strong></strong></p> <h3>Описание и результаты расчетов на секторной модели</h3> <p>Построенная секторная ГДМ удовлетворительно воспроизводит динамику основных показателей разработки и позволяет на основе неё оценивать и анализировать эффективность применения технологии полимерного заводнения с дальнейшей её оптимизацией. Для определения стратегии дальнейшей реализации технологии полимерного заводнения на подготовленной ГДМ проведены расчёты по нескольким вариантам на программном комплексе tNavigator. Рассчитаны 8 вариантов разработки, различающихся между собой:</p> <ul> <li>агентом, закачиваемым в нагнетательные скважины (вода и полимер);</li> <li>концентрацией закачиваемого полимерного раствора;</li> <li>скважинами, переводимыми под закачку воды.</li> </ul> <p>Описание расчётов основных прогнозных вариантов разработки представлено в табл. 2.</p> <p></p> <p><strong>Таблица 2. Описание прогнозных вариантов</strong></p> <table> <thead> <tr> <td style="text-align: center; width: 226.792px; vertical-align: middle;"> <p><strong>№ варианта</strong></p> </td> <td style="text-align: center; width: 823.875px; vertical-align: middle;"> <p><strong>Описание (все прогнозные варианты стартуют с 2021 г.)</strong></p> </td> </tr> </thead> <tbody> <tr> <td style="width: 226.792px; vertical-align: middle;"> <p><strong>Вариант 0</strong></p> </td> <td style="width: 823.875px; vertical-align: middle;"> <p>Базовый вариант закачка воды</p> </td> </tr> <tr> <td style="width: 226.792px; vertical-align: middle;"> <p><strong>Вариант 1:</strong></p> <p>(Продолжение ПЗ 1950 ррм)</p> </td> <td style="width: 823.875px; vertical-align: middle;"> <p>Продолжение закачки полимерного раствора в 6 скв. без изменения концентрации полимера</p> </td> </tr> <tr> <td style="width: 226.792px; vertical-align: middle;"> <p><strong>Вариант 2:</strong></p> <p>(Прогноз вода)</p> </td> <td style="width: 823.875px; vertical-align: middle;"> <p>Переход на закачку воды на 6 скв. Отключение закачки полимерного раствора</p> </td> </tr> <tr> <td style="width: 226.792px; vertical-align: middle;"> <p><strong>Вариант 3:</strong></p> <p>(Закачка воды в скв. №11 и 55)</p> </td> <td style="width: 823.875px; vertical-align: middle;"> <p>Переход на закачку воды в 2 скв. (№11 и 55). Продолжение закачки полимерного раствора в 4 скв. без изменения концентрации полимера</p> </td> </tr> <tr> <td style="width: 226.792px; vertical-align: middle;"> <p><strong>Вариант 4:</strong></p> <p>(Отключение ППД в скв. №11 и 55)</p> </td> <td style="width: 823.875px; vertical-align: middle;"> <p>Остановка 2 скв. (№11 и 55). Продолжение закачки полимерного раствора в 4 скв. без изменения концентрации полимера</p> </td> </tr> <tr> <td style="width: 226.792px; vertical-align: middle;"> <p><strong>Вариант 5:</strong></p> <p>(Продолжение ПЗ 1500 ррм)</p> </td> <td style="width: 823.875px; vertical-align: middle;"> <p>Продолжение закачки полимерного раствора в 6 скв. с изменением концентрации полимера на 1500 ррм</p> </td> </tr> <tr> <td style="width: 226.792px; vertical-align: middle;"> <p><strong>Вариант 6:</strong></p> <p>(Продолжение ПЗ 1000 ррм)</p> </td> <td style="width: 823.875px; vertical-align: middle;"> <p>Продолжение закачки полимерного раствора в 6 скв. с изменением концентрации полимера на 1000 ррм</p> </td> </tr> <tr> <td style="width: 226.792px; vertical-align: middle;"> <p><strong>Вариант 7:</strong></p> <p>(Закачка воды в скв. №55)</p> </td> <td style="width: 823.875px; vertical-align: middle;"> <p>Переход на закачку воды в 1 скв. (№55). Продолжение закачки полимерного раствора в 5 скв. без изменения концентрации полимера</p> </td> </tr> <tr> <td style="width: 226.792px; vertical-align: middle;"> <p><strong>Вариант 8:</strong></p> <p>(Отключение закачки в скв. №55)</p> </td> <td style="width: 823.875px; vertical-align: middle;"> <p>Отключение какой-либо закачки в 1 скв. (№55). Продолжение закачки полимерного раствора в 5 скв. без изменения концентрации полимера</p> </td> </tr> </tbody> </table> <p></p> <p>Для оценки технологической эффективности ПЗ рассчитан базовый вариант с фиксацией последнего дебита жидкости по скважинам c ноября 2014 г. и c закачкой воды (вариант 0). Полученные показатели дополнительной добычи нефти разделены на 2 периода (5 и 14 лет) и рассчитаны относительно базового варианта 0 (табл. 3, рис. 17).</p> <p></p> <p><strong>Таблица 3. Результаты расчётов прогнозных вариантов</strong></p> <table> <tbody> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>Период расчёта</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;" colspan="9"> <p><strong>20212025 гг.</strong></p> </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>Варианты</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>0</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>1</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>2</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>3</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>4</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>5</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>6</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>7</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>8</strong></p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Накопленная добыча нефти, тыс. т</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>254,3</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>410,9</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>366,3</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>395,8</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>386,1</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>405,8</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>399,2</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>395,4</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>398,0</p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Доп. добыча нефти, тыс. т</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"></td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>157</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>112</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>142</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>132</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>152</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>145</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>141</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>144</p> </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>Период расчёта</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;" colspan="9"> <p><strong>20212034 гг.</strong></p> </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>Варианты</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>0</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>1</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>2</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>3</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>4</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>5</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>6</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>7</strong></p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p><strong>8</strong></p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Накопленная добыча нефти, тыс. т</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>585,1</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>1024,9</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>776,4</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>946,5</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>870,2</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>991,6</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>962,2</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>978,0</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>957,8</p> </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> <p>Доп. добыча нефти, тыс. т</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"></td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>440</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>191</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>361</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>285</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>407</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>377</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>393</p> </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> <p>373</p> </td> </tr> </tbody> </table> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 17. Сопоставление технологических показателей 1 и 2 вариантов разработки (красная вариант 1, синяя вариант 2)" href="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176776-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88882/supp/88882-176776-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 17. Сопоставление технологических показателей 1 и 2 вариантов разработки (красная вариант 1, синяя вариант 2)</strong></p> <p><strong></strong></p> <p>Как показывают расчёты, во всех вариантах перехода под закачку воды в первоначальных периодах наблюдается незначительная разница по добыче нефти, что может являться следствием остаточного эффекта (пост-эффект) и сохранения экрана в пласте от закачки полимерного раствора с 2014 г. на участке скв. №11 и 55. При сравнении прогнозных вариантов закачки полимера и воды (варианты 1 и 2) на период 5 и 15 лет наблюдается заметная разница в добыче нефти в размере 45 тыс. т и 249 тыс. т соответственно. Наиболее технологически эффективным вариантом на данный момент является продолжение закачки полимерного раствора в 6 нагнетательных скважин с текущей концентрацией 1950 ppm (вариант 1). Все дополнительные варианты с продолжением реализации технологии ПЗ с различными модификациями имеют более высокие показатели по добыче нефти по сравнению с полным переходом на закачку воды, при этом отличаются между собой объемами закачки полимеров.</p> <h3>Выводы и рекомендации</h3> <ol> <li>Проект полимерного заводнения на м. Забурунье имеет высокую технологическую эффективность.</li> <li>Создана ГДМ по участку ПЗ м. Забурунье, успешно внедрены свойства полимеров и проведена адаптация модельных данных к историческим показателям разработки.</li> <li>На основе ГДМ рассчитаны прогнозные варианты реализации технологии ПЗ, по результатам которых технологически наиболее эффективным является вариант продолжения закачки полимерного раствора на всех 6 нагнетательных скважинах.</li> <li>С целью недопущения дальнейшего прорыва полимера в добывающие скважины №100, 101 и 126 рекомендуется рассмотреть возможность проведения обработок по блокированию промытых зон или каналов (по результатам трассерных исследований).</li> <li>В целях повышения эффективности технологии ПЗ целесообразно отключать низкодебитные нерентабельные скважины с большим содержанием полимера в их продукции.</li> <li>В целях контроля над реализацией и повышения эффективности технологии ПЗ необходимо выполнение в полном объеме программы исследовательских работ по участку ПЗ м. Забурунье.</li> <li>С целью оптимизации технологии ПЗ рекомендуется рассмотреть вопрос по подготовке промысловых вод м. Забурунье.</li> <li>Проведенные лабораторные исследования, а также дальнейшее изучение оценки эффективности полимеров в лаборатории и промысловые данные будут учитываться при обновлении модели, таким образом, способствуя повышению качества прогнозных расчетов.</li> <li>В текущих экономических условиях, учитывая постоянно варьирующиеся цены на нефть, стоит задача по поиску оптимальных вариантов реализации технологии ПЗ (продолжительность и объемы закачиваемого полимера, дизайн закачки, концентрация полимерного раствора), соотношения между экономическими показателями проекта ПЗ и приростом КИН. Выполнение такой задачи требует постоянного проведения многовариантных расчетов на ГДМ с учетом сопоставления с фактическими результатами работ, лабораторными и промысловыми исследованиями и прогнозов макроэкономических показателей.</li> </ol>1.В зоне особого внимания // Kazakhstan. №6. С. 70–74.2.Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи. – М., Недра, 1985 г.3.Delamaide E. et al. Pelican Lake Field: First Successful Application of Polymer Flooding in a Heavy Oil Reservoir. – SPE 165234.