Application Experience of Injectivity Profile Alignment Technology in Carbonate Reservoirs

Full Text

ВВЕДЕНИЕ

Карбонатные коллекторы играют ключевую роль в мировой нефтегазовой промышленности, поскольку, по оценкам различных источников, на их долю приходится около 50 % разведанных запасов углеводородов [1] [2] [3]. Однако, несмотря на их значительный ресурсный потенциал и широкое распространение, разработка этих коллекторов сопряжена с рядом технологических и геологических трудностей. Течение жидкости через кавернозные, трещиноватые известняки и доломиты существенно отличается от процесса в коллекторах песчаника с однородной системой пор. Это различие обусловлено более сложной структурой пористой системы карбонатных коллекторов, что приводит к формированию неоднородных текучих систем [4].

В условиях разработки карбонатных коллекторов закачка воды является важной мерой для восстановления пластового давления и формирования системы поддерживающего воздействия, направленной на увеличение и стабилизацию добычи нефти [5] [6] [7]. Однако, ввиду высокой неоднородности фильтрационно-емкостных свойств, процесс заводнения нередко сопровождается неравномерным охватом продуктивного пласта воздействием и преждевременным обводнением добывающих скважин [8]. Как показывает опыт разработки месторождений Газпромнефти-ННГ, прорыв закачиваемой воды по высокопроницаемым каналам фильтрации приводит к стремительному росту обводнённости добывающих скважин до 80–90 %, при этом коэффициент извлечения нефти зачастую не превышает 40–50 % от начальных извлекаемых запасов [9]. Подобные потери эффективности объясняются тем, что в отличие от песчаных коллекторов, гидродинамические процессы в которых описываются через однородные пористые среды, в карбонатных коллекторах используется теория перколяции в многокомпонентных полях непрерывной среды [10]. Это позволяет учитывать не только поровую проницаемость, но и трещиноватость, а также взаимодействие различных фильтрационных каналов. В связи с этим для оптимизации процесса заводнения в карбонатных коллекторах актуально применение технологий, которые способствуют улучшению гидродинамического распределения жидкости и повышению эффективности разработки месторождений [11]. В целях увеличения охвата заводнением и минимизации прорывов закачиваемой воды применяются такие решения, как клапаны автономного управления [12], технологии селективной изоляции водопритока [13], обработки интервалов с пониженной приемистостью [14], а также потокоотклоняющие технологии, показавшие высокую эффективность при работе с трещиноватыми карбонатными коллекторами.

Технология выравнивания профиля приемистости (ВПП- далее) представляет собой набор инженерно-технологических решений, направленных на управление направлением и интенсивностью фильтрационных потоков закачиваемых агентов с целью повышения эффективности разработки нефтяных и газовых залежей. Основная задача данной технологии заключается в перераспределении потоков в продуктивном пласте для активизации разработки низкопроницаемых и малодренируемых зон. Существуют различные подходы к реализации ВПП в зависимости от состава применяемых реагентов, цели обработки и характеристик коллекторов. Среди наименее ресурсоёмких и широко применяемых технологий можно выделить гелевые системы, композиции на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимерные растворы, гелеобразующие ПАВ, а также инновационные материалы, созданные с использованием нанокомпозитов. Особое внимание уделяется составам, способным к образованию гелей и осадков в результате реакции с поливалентными катионами, содержащимися в пластовой воде. Такой механизм позволяет отказаться от использования дополнительных химических сшивателей, что упрощает технологический процесс и повышает его экологическую безопасность [15]. В работе [16] предложена матрица выбора водоизолирующих составов для карбонатных коллекторов, учитывающая тип коллектора, степень минерализации как закачиваемой, так и пластовой воды, а также уровень выработанности запасов. Подобный подход позволяет обеспечить более обоснованный подбор технологий изоляции, адаптированных к конкретным геолого-гидродинамическим условиям месторождений.

Анализ полевых данных, представленных в таблице 1, демонстрирует значительную эффективность технологии выравнивания профиля приемистости при её использовании в системах заводнения карбонатных коллекторов. Дополнительная добыча нефти на одну операцию варьируется в диапазоне от 0,75 до 40,8 тыс. тонн, что подтверждает значительный технологический потенциал данного направления [16] [17] [18]. В работе [19]  рассматривается опыт выравнивания профиля приемистости на карбонатных месторождениях Алибекмола и Кожасай с использованием композиционного состава с замедлителями. Для скважины К-024 исходная приемистость составила 90,4 м²/сут, с заметной дискретностью поглощения — 61,31% вскрытой толщины пласта, при этом основной объем поглощения ограничивался 19,1%. После применения ВПП с композиционным составом наблюдалось значительное улучшение показателей, а именно: приемистость увеличилась до 204,5 м³/сут с поглощением 72,31% вскрытой толщины пласта. После обработки для скважины А-324 приемистость увеличилась с 63,3 м³/сут до 136,0 м³/сут при давлении 24,2 МПа.

Таблица 1 – Промышленные кейсы применения ВПП в системах заводнения карбонатных месторождений

Механизм действия ПОТ реализуется через два ключевых процесса: (1) воздействие на призабойную зону нагнетательных скважин, направленное на выравнивание профиля приемистости; (2) формирование зон повышенного фильтрационного сопротивления в межскважинном пространстве, что способствует изменению направления потоков и повышению охвата заводнением ранее не вовлечённых зон продуктивного коллектора  [20].

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ

Опытно-промышленные работы по реализации технологии выравнивания профиля приёмистости были проведены на одном из карбонатных месторождений Казахстана. Геологическое строение месторождения отличается высокой степенью литологической неоднородности, а также выраженной трещиновато-пористой структурой. Целевой объект разработки характеризуется пониженным пластовым давлением и ограниченной эффективностью системы поддержания пластового давления, что обуславливает низкий коэффициент охвата вытеснением и преждевременное обводнение добывающих скважин. Средняя глубина залегания продуктивных коллекторов составляет порядка 3000 м. По данным гидродинамических исследований, проницаемость пород варьируется в пределах от 0,57 до 4,7 × 10⁻³ мкм². Геолого-физические и фильтрационно-ёмкостные характеристики исследуемого объекта систематизированы и представлены в таблице 2.

Таблица 2 – Основные параметры целевого объекта

Основанием проведения технологии ВПП является поиск оптимальных технологий для снижения обводненности и повышения добычи нефти за счет блокирования каналов с низким фильтрационным сопротивлением и задействование ранее не дренируемых участков пласта. В рамках подготовки к опытно-промышленным работам были выполнены лабораторные исследования по подбору оптимальной химической композиции для закачки. На основе результатов анализа геолого-физических параметров были определены участки месторождения и отобраны нагнетательные скважины-кандидаты для реализации мероприятий по ВПП.

Лабораторные работы содержат комплекс исследований и включают в себя результаты определения физико-химических свойств реагентов композиций ВПП, их рео-вязкостные характеристики в условиях месторождения, , а также на оценку термической стабильности составов при воздействии пластовых температур и их устойчивости к химической деструкции. В качестве объектов исследования были выбраны три химические композиции ВПП, которые подверглись всесторонней оценке: композиция № 1 – полимер, сшитый предварительно (ПСП), полиакриламид (ПАА) и ацетат хрома (АХ); композиция № 2 – полиакриламид (ПАА) и ацетат хрома (АХ); композиция № 3 – полиакриламид (ПАА) и ацетат хрома (АХ). Образцы № 2 и № 3 отличаются концентрациями компонентов.

Результаты измерений вязкости композиций представлены на рисунке 1, где показаны замеры при пластовой и атмосферной температуре. Образцы № 1 и № 2 продемонстрировали стабильность состава при различных значениях скоростей сдвига, что свидетельствует о высокой стабильности этих композиций в условиях, близких к реальным условиям месторождения.

Рисунок 1- Замеры вязкости образцов при 25°С и 67°С при различных скоростях сдвига

На рисунке 2 представлены результаты оценки термостабильности готовой композиции при пластовой температуре и скорости сдвига 7,32 с⁻¹. Образец № 1 продемонстрировал стабильность состава и был визуально оценен как умеренно текучий гель, не претерпевший изменений до финальной стадии измерений. Композиция № 1 была выбрана для дальнейших исследований, так как она показала лучшие результаты по совместимости с промысловой водой и водой ВЗС, а также проявила высокую эффективность гелеобразования, термостабильности и устойчивости к воздействию деструктора.

Рисунок 2- Термостабильность готовой композиции

Для реализации технологии ВПП были отобраны шесть нагнетательных скважин. Критерии выбора скважин основывались на анализе данных, представленных в таблице 3, которые включают геолого-технические параметры. Дополнительно учитывались результаты трассерных исследований, позволяющих оценить эффективность воздействия на добывающие скважины. В зависимости от характеристик конкретных нагнетательных скважин, количество реагирующих добывающих скважин варьируется от 6 до 17 на одну нагнетательную, что демонстрирует степень распространения воздействия ВПП в залежах.

Таблица 3 – Критерии выбора нагнетательных скважин для реализации технологии ВПП

Для построения прогноза базовой добычи был использован аналитический метод, основанный на расчете темпа падения, определенного на основе фактических показателей добычи за последние 90 календарных дней, в течение которых наблюдается стабильная добыча. Основные параметры прогноза:

• Накопленная дополнительная добыча нефти – 1800 т;
• Расход полиакриламида– 3,425 т;
• Снижение обводненности – 1%;
• Дополнительная добыча нефти на 1 т сухого реагента – 525,55 т/т.
  

  Рисунок 3- Динамика прогнозных базовых технологических показателей

  РЕЗУЛЬТАТЫ

  Технология ВПП была реализована в октябре 2024 года с параметрами графика закачки, представленными в таблице ниже.

  Таблица 4 – Параметры графика закачки для нагнетательных скважин

  По завершению периода мониторинга, который составил 180 суток, были получены следующие показатели технологической эффективности применения ВПП. Общая дополнительная добыча нефти составила 7024,8 тонн, снижение обводненности составило 12,2%, что подтверждает положительное воздействие реагентов на снижение водосодержания в добываемой нефти. В расчете на 1 тонну сухого реагента дополнительная добыча нефти составила 2051 тонна, что указывает на высокую экономичность использования реагентов в процессе закачки. Также следует отметить, что максимальный уровень дополнительной добычи нефти в сутки за весь период составил 117,4 тонны, что также свидетельствует о стабильности и высоком потенциале технологии в условиях текущего мониторинга.

  Рисунок 4- Основные фактические и прогнозные показатели по участку ОПИ

  В рамках оценки влияния технологии ВПП на фильтрационные характеристики продуктивного пласта были проведены геофизические исследования для нагнетательных скважин до и после закачки. Результаты показали незначительное улучшение фильтрационных свойств по вертикали, что указывает на восстановление проницаемости отдельных интервалов и более равномерное распределение закачиваемого объема. Также было зафиксировано подключение ранее неработающих интервалов, свидетельствующее о расширении зоны дренирования и повышении эффективности заводнения. Изменения профиля приемистости по результатам ГИС-к представлены на рисунке 5.

  Рисунок 5- Изменение профиля приемистости нагнетательных скважины до и после применения технологии ВПП

  ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

  Полевое внедрение технологии ВПП продемонстрировало высокую эффективность. Фактическая дополнительная добыча нефти за период мониторинга составила 7024,8 тонн, что более чем в 3,9 раза превышает прогнозное значение. Снижение обводненности составило 12,2 %, в то время как прогнозируемое значение находилось на уровне 1 %, что подтверждает положительное влияние технологии на перераспределение фильтрационных потоков и вовлечение остаточных запасов в разработку.

  Тем не менее, по результатам интерпретации данных ГИС наблюдается ограниченность охвата заводнением. При средней мощности перфорационного интервала 114 м коэффициент охвата (по профилю приемистости) увеличился лишь с 52,3 % до 57 %, что указывает на локальный, но неравномерный характер воздействия. Зафиксированы признаки подключения ранее неработающих интервалов и улучшения фильтрационных свойств по вертикали, однако масштабы изменений остаются незначительными.

  Дополнительно установлено, что большинство реагирующих добывающих скважин откликаются одновременно на воздействие нескольких нагнетательных, являясь смежными, что свидетельствует о высокой степени межскважинной связи и неравномерности фронта заводнения. Учитывая вышеизложенное, рекомендуется:

  • оптимизировать параметры системы ППД с акцентом на повышение охвата воздействием;
  • рассмотреть возможность проведения дополнительных мероприятий по изоляции сверхприемистых интервалов;
  • использовать адаптивный подход к выбору объектов воздействия с учетом пространственной фильтрационной неоднородности и характера межскважинных взаимодействий.

  Проведённый анализ показал, что внедрение данной технологии способствует повышению эффективности системы заводнения за счёт перераспределения фильтрационных потоков и вовлечения в разработку слабо дренируемых зон. Полученные результаты подтверждают перспективность потокоотклоняющих мероприятий как инструмента увеличения коэффициента извлечения нефти на поздней стадии разработки месторождения.

About the authors

Nurdaulet Nugman

Author for correspondence.
Email: n.nugman@kmge.kz
Kazakhstan

Aidana Bukharbayeva

Email: a.bukharbayeva@kmge.kz

Daniyar Kurakov

Email: d.kurakov@kmge.kz

Yerlan Baspayev

Email: y.baspayev@kmge.kz

Adilbek Bashev

Email: a.bashev@kmge.kz

Talgat Jaxylykov

Email: t.jaxylykov@kmge.kz

Altynbek Mardanov

Email: a.mardanov@kmge.kz

Birzhan Zhappasbayev

Email: b.zhappasbayev@kmge.kz

References

Supplementary files