LABORATORY EVALUATION OF THE EFFECTIVENESS OF ASP FLOODING TECHNOLOGY IN THE CONDITIONS OF THE UZEN DEPOSIT

Толық мәтін

Введение

В настоящее время многие нефтегазовые месторождения Казахстана находятся на поздней стадии разработки и относятся к категории «зрелых» месторождений. По оценке Министерства Энергетики РК в настоящее время в недрах Казахстана остается около 70% нефти [1], что свидетельствует о низком текущем коэффициенте нефтеизвлечения - примерно 30%. В мировом опыте разработки зрелых месторождений ключевое внимание уделяется внедрению третичных методов увеличения нефтеотдачи (далее - МУН) - химических, тепловых, газовых, микробиологических. По данным А. Боксермана [2], использование третичных методов позволило бы увеличить мировые извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза.

Химические МУН предусматривают закачку в пласт водного раствора химических реагентов, таких как поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимеров, щелочи, кислот, а также других реагентов и их комбинаций.

Среди химических МУН наиболее распространенной технологией является полимерное заводнение [3]. Наряду с полимерным заводнением перспективным химическим МУН является метод закачки в пласт комбинации разных химических реагентов. Данная модификация позволит получить комплексный эффект повышения нефтеотдачи за счет изменения физико-химических процессов, происходящих в коллекторе.

Технология ASP - метод повышения нефтеотдачи, в основе которого лежит закачка в пласт композиции, состоящей из анионного поверхностно-активного вещества, соды (щелочи) и полимера. За счет ее применения можно существенно увеличить объемы дополнительной добычи нефти по сравнению с полимерным заводнением. Преимуществом ASP-технологии является комплексное воздействие на пласт не одним, а сразу несколькими реагентами. Так, полимер повышает вязкость закачиваемой воды и обеспечивает высокий охват вытеснением по площади и разрезу нефтяной залежи, а ПАВ и щелочь позволяют достигать значений сверхнизкого межфазного натяжения на границе двух фаз (нефть - вода), способствуя доотмыву пленочной и капиллярно-защемленнной нефти (увеличение Квыт).

Применение технологии ASP-заводнения требует проведения объемного комплекса лабораторных исследований оценки влияния минерализации, температуры, химического состава промысловых вод и минералогического состава породы на функциональность полимера, ПАВ и щелочи в конкретных условиях месторождения. В данной работе представлены результаты расширенного комплекса лабораторных исследований по оценке применимости технологий химических МУН - полимерного заводнения (P), ПАВ-полимерного заводнения (SP), щелочь-ПАВ- полимерного заводнения (ASP), выполненные для конкретных геологических и физико-химических условий месторождения Узень.

 

Краткая характеристика месторождения Узень

Коллекторы сложены, в основном, полимиктовыми песчаниками и алевролитами с высоким содержанием глинистого материала. Литолого-петрографическая характеристика продуктивных пород-коллекторов представлена в табл. 1. Глинистый цемент в исследованных породах-коллекторах преимущественно каолинитовый, также присутствует цемент хлоритового, гидрослюдистого, хлорит-калинитового и гидрослюдисто-каолинитового состава и реже глинистыми минералами смектитовой группы. Редко встречается карбонатный цемент, представленный мелкокристаллическим кальцитом.

Табл. 1. Результаты данных дифракционного анализа XRD по горизонтам (содержание в %)

 

Гори-зонт	Кальцит	Кварц	Полевые шпаты, альбит	Полевые шпаты, ортоклаз	Каолинит	Слюды, мусковит	Хлорит	Гидрослюда, иллит	Полевые шпаты, микроклин	Пирит	Сидерит
13	7,53	20,53	6,64	3,83	26,94	5,64	18,87	9,6	0,38	0,14	0
14	0,48	24,44	12,54	3,23	28,14	8,73	12,68	5,59	3,45	0	0,68

Пористость изменяется от 18 до 23%, в среднем составляя 21-22%. Для коллекторов продуктивных горизонтов свойственна высокая глинистость. Общие толщины пяти горизонтов почти одинаковы и изменяются от 40 до 55 м. Только один горизонт имеет большую толщину, которая изменяется от 65 до 75 м. Горизонты разделены глинистыми пачками, толщина которых составляет 5-10 м.

Резкая неоднородность коллекторов (проницаемость варьируется от нескольких мД до 1000-1200 мД) оказала существенное влияние на опережающее обводнение добываемой продукции из-за опережающего прорыва закачиваемых вод на по высокопроницаемым пластам. Текущая обводненность по месторождению Узень в среднем составляет 89% при выработке 76%.

Химический метод увеличения нефтеотдачи - щелочь-ПАВ-полимерное заводнение (ASP-alkaline-surfactant-polymer flooding)

В настоящее время нет универсальных критериев применимости метода щелочно-ПАВ-полимерного заводнения. С увеличением типов полимерных и поверхностно-активных групп, их улучшенных физико-химических и технологических характеристик, диапазон применения полимеров и ПАВ с целью повышения нефтеотдачи пластов значительно расширен. К примеру, в настоящее время существуют термополимеры, стабильность которых обеспечивается при температурах 120-140°С [5].

К основным нежелательным сторонам для внедрения ASP-заводнения относятся высокая трещинноватость коллекторов, высокая температура пластов (более 90°С), низкая проницаемость породы (ниже 100 мД), ухудшенное качество воды для приготовления химических растворов (высокая жесткость воды и минерализация, повышенное содержание растворенного кислорода, двухвалентного железа, нефтепродуктов, механических примесей, бактерий).

Зарубежный опыт применения ASP-заводнения

На данный момент странами-лидерами по применению химических МУН являются Китай, Канада и Индия [6, 7].

Результаты применения ASP-заводнения на пилотных и крупномасштабных промысловых испытаниях приведены в табл. 2 [4].

 

Табл. 2. Зарубежный опыт применения технологии ASP-заводнения в мире*

Проект	Проницаемость, мД	Пористость, %	Вязкость нефти (в пл. усл.), сПз	Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Расстояние между скважинами, м	Обводненность продукции к началу реализации ASP, %	Обводненность продукции к концу реализации ASP, %	Температура в пл. усл., °С	Прирост КИН от реализации ASP, % Температура в пл. усл., °С
Kalol	20-700	16-20	0,38- 1,87	4,6	280-400	92	66,7	82	5
Daqing	72	26-28	9-11	14,7	74-246	90	50	-	18-25
Karamay	157	18	8,8- 17,2	15-22	50	99	79	-	25
Mangala	200-20000	21-28	9-17	-	100	98	92	65	20
Shengli	1520	32	46	15,9	208	96	83	-	15,5
Warner	1500-3500	18-28	40-50	7,1	-	98	84	35	16
Suffield	1000-3000	20-30	180- 250	2,9	-	60	-	33	16
Ср. знач.	2900	24	50	12		90	77	54	18

Пилотные испытания на одном из крупнейших месторождений Дацин, геологические запасы нефти которого составляют 5,8 млрд т, были запущены в феврале 1996 г., прирост КИН от реализации ASP-заводнения составил 22%. На месторождении Xinjiang в июле 1996 г. пилотные испытания позволили увеличить прирост коэффициента извлечения нефти на 24%, а на месторождении Shenghi в феврале 1992 г. на 16,8%.

Также на месторождении Mangala (Индия) ASP-заводнение осуществлялось на группе песчаных пластов. Проект по нагнетанию ASP-агентов стартовал в апреле 2014г. и продлился до февраля 2015 г. В конце реализации проекта обводненность увеличилась с 92% до 98%. При этом наблюдалось увеличение дебита нефти в 8 раз: с 7,95 м³/сут до 64,5 м³/сут. Прирост КИН составил 20%.

На месторождении Warner (Канада) первый масштабный проект по нагнетанию химических агентов ASP был реализован в мае 2006 г. В результате применения ASP технологии в ноябре 2006 г. было отмечено увеличение дебита нефти с 48 м³/сут. до 215 м³/сут, Обводненность продукции снизилась с 98% до 82%. Прирост КИН составил 16%.

Из табл. 1 видно, что прирост КИН от применения технологии ASP в среднем по всем месторождениям составляет около 18%, что делает ASP-заводнение перспективным химическим методом. К примеру, средний прирост КИН при традиционном полимерном заводнении на этих же месторождениях составляет порядка 11%.

Лабораторный проект по оценке применимости ASP-заводнения

По результатам первичного скрининга применимости технологии ASP для месторождения Узень отмечается, что наиболее благоприятные условия имеют горизонты XIII-XIV месторождения Узень.

Критерии применения технологии ASP в соответствии с документом [8] и основные характеристики выбранных объектов представлены в табл. 3.

 

 

Табл. 3. Основные геолого-физические и фильтрационно-емкостные свойства месторождения Узень

Параметра для скрининга по технологии ASP-заводнения	Ед. измерения	Критерии технологии ASP-заводнения	Узень, Основной объект I горизонт XIII	Узень, Основной объект II  горизонт XIV
Тип коллектора	-	терригенный	терригенный	терригенный
Глубина залегания	м	≤4400	1097	1102
Эффективная нефтенасыщенная толщина	м	≥ 7	12,7	27,2
Проницаемость	мД	≥100	360	100
Нефтенасыщенность	доли ед.	≥0,43	0,57	0,55
Вязкость нефти в пластовых усл.	мПа*с/сП	≤150	3,89	3,11
Пластовая температура/Начальная пластовая температуры	°С	≤90	54,3	57,1
Минерализация	мг/л	≤50000	54005 (сточная) 11300 (альбская) 12800 (морская)
Наличие свободного газа (газовой шапки)	-	отсутствие	отсутствие	отсутствие
Наличие трещин	-	отсутствие	отсутствие	отсутствие
Подошвенная вода		отсутствие	отсутствие	отсутствие
Пористость	%	≥10	26	21
Плотность (пластовой нефти), г/см3	г/см3	≤0,95	0,76	0,75
Текущая обводненнность	%	≤97	90	90
Приемистость скважин (естественная), м3/сут	м3/сут	≥50	122	166
Выработаннось, %	%	≤90	71,9	72,3
Кол-во нагн. скв, ед.	ед.	≥2	441	261

 

Комплекс лабораторных работ по проекту ASP включал:

• подбор оптимального полимера - тесты на совместимость, термостабильность, реологические исследования, определение уровней адсорбции (статической и динамической), а также исследования на керне;
• подбор оптимального ПАВ - тесты на совместимость, стабильность, фазовое поведение, замеры межфазного натяжения, а также исследования на керне;
• подбор оптимальной щелочи - тесты на совместимость, стабильность, замеры межфазного натяжения и определение уровней адсорбции (статической и динамической), а также исследования на керне;
• эксперименты по взаимовлиянию химических реагентов между собой – полимера, ПАВ и щелочи, их комбинаций на предмет совместимости и изменение функциональных свойств химических реагентов;
• фильтрационные эксперименты на керне месторождения с применением различных химических реагентов - тесты на фильтруемость и оценку эффективности композиций ASP, замеры динамической адсорбции и недоступного порового объема (IPV), фактора сопротивления (RF) и остаточного фактора сопротивления (RRF), а также коэффициента вытеснения нефти.

Для реализации проекта осуществлена выборка представительных керновых образцов целевого месторождения, проведено кодирование химических образцов мировых компаний-производителей: четырех полимеров и трех ПАВ. Физико-химические свойства вод целевого участка ПЗ представлены в табл. 4.

 

Табл. 4 – Физико-химический состав разных источников вод месторождения Узень

Наименование показателя	Единица измерения	Сточная вода	Морская вода	Альбская вода
рН среды		6,75	8,3	9,5
Плотность	г/см³	1,041	1,009	1,006
Содержание кальция (Са2+)	мг/дм³	3307,0	400,8	200,4
Содержание магния (Mg2+)	мг/дм³	972,8	790,4	91,2
Содержание натрия (Na+)	мг/дм³	18902,0	3513,1	3542,1
Содержание калия (K+)	мг/дм³	276,0	87,6	25,5
Содержание хлоридов (Cl-)	мг/дм³	36159,0	6026,6	4254,0
Содержание сульфатов (SO₄2-)	мг/дм³	75,8	3138,0	2135,8
Содержание карбонатов (CO32-)	мг/дм³	Не обн.	36,0	48,0
Содержание гидрокарбонатов (HCO3-)	мг/дм³	390,4	256,2	61,0
Суммарная минерализация	мг/дм³	60083,0	14249,0	10358,0
Содержание кислорода	мг/дм³	2,5	2,0	0,25
Содержание углекислого газа	мг/дм³	255,2	8,8	Отс.
Содержание сероводорода	мг/дм³	Не обн.	Не обн.	2,0
Содержание трехвалентного железа	мг/дм³	Не обн.	1,4	1,4
Содержание двухвалентного железа	мг/дм³	22,4	Не обн.	Не обн.
Содержание стронция	мг/дм³	148,0	5,9	4,4
Содержание бария	мг/дм³	45,6	Не обн.	Не обн.
Тип воды	мг/дм³	Cl-Ca	Cl-Mg	SO4-Na
Содержание СВБ	кл/мл	104	103	103

 

 

 

 

 

 

 

Закачиваемые воды месторождения относятся к хлоркальциевому типу по классификации В.А. Сулина. Средняя минерализация составляет 60 г/л, содержание Fe2+ - 22,4 мг/л и растворенного кислорода - 2,5 мг/л. Наличие в воде двухвалентного железа и растворенного кислорода является негативным фактором, способствующим протеканию окислительной деструкции полимерного раствора с течением времени. Стоит отметить, что в морских и альбских водах не обнаружено двухвалентного железа, а также наименьшее содержание кислорода обнаружено в альбской воде - 0,25 мг/л.

Данные два типа источника вод (альбская и морская) являются наиболее предпочтительными по своему химическому составу по сравнению со сточной водой, которая имеет повышенные показатели минерализации и жесткости, содержание двухвалентного железа и большую степень биозараженности. Источники пресной воды отсутствуют. В связи вышеуказанным комплекс исследований выполнен с использованием морской воды месторождения, ряд экспериментов на альбской воде.

 

Скрининг полимеров. Подбор оптимального полимера

Растворы полимеров были приготовлены с использованием морской воды в анаэробных условиях c применением магнитной мешалки и реометра Антон Паар. Реология оценивалась при 5 различных концентрациях и двух значениях температуры (25°С - комнатная температура и 63°С - температура резервуара). Вязкость в каждой точке измерялась не менее трех раз, чтобы гарантировать достоверность результатов и повторяемость.

Сводная таблица по результатам замеров вязкости полимерных растворов при различных концентрациях при скорости сдвига, равной 10 с^-1, которая близка к скорости сдвига при течении жидкости в пористой среде, представлена ниже (табл. 5, рис. 1).

 

 

Табл. 5. Сводные данные по полученным замерам вязкости от концентрации при разных температурах

Концентрация (ppm)	500	1000	1500	2000	3000
При температуре 25°С
Полимерный раствор P- 1		200,1	258,6	1064,4	948,7
Полимерный раствор P- 2	3,5	7,8	13,7	25,9	31,4
Полимерный раствор P- 3	3,1	7,3	10,6	16,5	24,0
Полимерный раствор P- 4	3,8	5,9	7,7	15,4	56,7
При температуре 63°С
Полимерный раствор P- 1	4,3	10,1	34,1	68,8	274,9
Полимерный раствор P- 2	2,0	4,7	8,8	26,7	93,4
Полимерный раствор P- 3	1,9	4,7	8,3	12,9	58,3
Полимерный раствор P- 4	1,5	3,6	5,1	9,6	18,9

 

Рис. 1. Зависимость вязкости от концентрации полимерных растворов при 63°С

Из полученных результатов реологических исследований можно заключить, что вязкость увеличивается с концентрацией полимерного раствора. Кривые носят непрямолинейный характер, что подтверждает, что исследуемые составы полимеров относятся к неньютоновским жидкостям. Течение растворов исследуемых составов носит явно выраженный псевдопластический характер, т.е. динамическая вязкость понижается с возрастанием скорости сдвига.

По полимерному раствору P-1 отмечается быстрый набор вязкости и моментальное загущение при пониженных концентрациях (1000 ppm). В условиях атмосферной температуры вязкость составляет порядка 200 сП. При высоких концентрациях 3000 ppm вязкость раствору P-1 максимальна - 948,7 сП. Данный факт может привести к осложненной фильтрации раствора через породу. По этой причине данный полимер был отбракован и исключен из проекта.

По другим полимерным растворам в условиях атмосферной температуры отмечается вязкость при 500 ppm примерно на одном уровне - 3,1-3,8 сП. При 3000 ppm наилучшими вязкостными свойствами (при одном и том же расходе полимерного порошка) обладает полимерный раствор P-4. Вязкость по нему составляет 56,7 сП при температуре 25°С.

При повышенной температуре отмечается тенденция снижения вязкости на 22-61% по полимерным растворам P-1, P-2, P-3, P-4 в диапазоне 500­-2000 ppm. Это связано с тем, что при повышенных температурах макромолекулы полиакриламида характеризуются большей гибкостью, и, соответственно, большей подвижностью [9]. При увеличенной концентрации 3000 ppm отмечается увеличение вязкости по полимерным растворам P-2 (с 31,4 сП до 93,4 сП) и P-3 (с 24 сП до 58,3 сП). По гидродинамическим расчётам целевая вязкость нефти равна 5 сП в лабораторных условиях, полимер P-1 достигает этой вязкости при 500 ppm, полимеры P-2 и P-3 - при 1000 ppm, P-4 - при 1500 ppm.

Тесты по термостабильности проведены при пластовой температуре 63°С. Приготовленные полимерные растворы были разлиты в множество колб, закрыты герметичными пробками и помещены в нагретый до пластовой температуры термошкаф.

Результаты исследований по термостабильности полимерных растворов пониженной и повышенной концентрации в условиях пластовой температуры в течение 64 дней представлены в табл. 6.

 

Табл. 6. Результаты исследований по термостабильности полимерных растворов P-2, P-3 и P-4 различной концентрации

Полимер		Концентрация, ppm	Продолжительность теста (дни)	Деструкция	Вязкость (сП)
Полимер P-2		1100	64	48%	2,3 (стабильно) Начальная μ- 4,5
Полимер P-3		1100	64	47%	1,6 (стабильно) Начальная μ- 2,97
Полимер P-4	1500		64	50%	2,0 (стабильно) Начальная μ- 4,0
Полимер P-2		2500	64	68%	8,7 (стабильно) Начальная μ- 27,2
Полимер P-3		2500	64	65%	5,5 (стабильно) Начальная μ- 15,5
Полимер P-4		3000	64	70%	3,4 (стабильно) Начальная μ- 11,4

 

При повышенных концентрациях полимера P-4 (3000 ppm) потери по вязкости более 70%. С учетом уровня деградации и реологических свойств полимерного раствора P-4 целевая вязкость 5 сП не может быть достигнута. По указанным причинам повышенной деструкции и пониженной вязкости при наибольшей концентрации было решено исключить полимер P-4 и не допускать на этапы дальнейших исследований.

Следующим этапом исследований была проверка стойкости полимерных растворов к термической и химической деструкции в условиях реальной морской воды. Проведены исследования по реологии полимерных растворов, статической адсорбции полимеров и термостабильности в аэробных (в присутствии кислорода) и анаэробных условиях (в отсутствие кислорода) с применением инструмента glove-box. Результаты представлены в табл. 7-8.

 

Табл. 7. Результаты исследований по термостабильности полимерного раствора P-2

Продолжительность теста (дни)	Вязкость при 10 с-1, сП				Деструкция, %
	2500 P-2 (модельная вода, О2)	2500 P-2 (реальная вода, О2)	2500 P-2 (модельная вода, без О2)	2500 P-2 (реальная вода, без О2)	2500 P-2 (модельная вода, О2)	2500 P-2 (реальная вода, О2)	2500 P-2 (модельная вода, без О2)	2500 P-2 (реальная вода, без О2)
0	27,2	24,2	22,9	23,8	0	0	0	0
7	13,0	12,6	17,7	11,1	52	48	23	54
10	9,8	10,8	17,5	9,4	64	56	23	61
22	9,1	6,7	16,5	5,9	66	72	28	75
32	8,9	5,1	14,7	4,9	68	79	36	79
40	8,7	4,4	13,5	4,5	68	82	41	79
54	8,7	3,0	6,2	2,8	68	87	74	88
70	8,7	2,9	4,9	2,7	68	88	79	88

 

 

 

 

Табл. 8. Результаты исследований по термостабильности полимерного раствора P-3

Продолжительность теста (дни)	Вязкость при 10 с-1,сП				Деструкция, %
	2500 P-2 (модельная вода, О2)	2500 P-2 (реальная вода, О2)	2500 P-2 (модельная вода, без О2)	2500 P-2 (реальная вода, без О2)	2500 P-2 (модельная вода, О2)	2500 P-2 (реальная вода, О2)	2500 P-2 (модельная вода, без О2)	2500 P-2 (реальная вода, без О2)
0	15,5	22,4	23,5	22,7	0	0	0	0
5	7,9	13,2	16,1	14,1	49	41	31	38
10	6,4	12,2	15,9	11,2	58	46	32	50
23	5,6	6,7	11,5	5,3	64	70	51	77
32	5,5	5,2	9,5	5,1	65	77	60	77
40	5,4	4,7	7,9	4,0	65	79	67	82
54	5,2	3,8	11,5	3,1	66	83	50	87
70	5,5	3,0	11,0	2,6	65	87	52	89

 

По результатам тестов на термостабильность в аэробных условиях было выявлено, что на момент 70 дней исследований по всем полимерным растворам достигнута стабилизация по уровням вязкости и деструкции полимерных растворов. Анаэробные условия не оказали существенного влияния на результаты термостабильности с использованием реальной морской воды. Одна из причин повышенной деструкции полимерных растворов, вероятно, связана с негативным влиянием бактерий и других возможных осложняющих факторов химического состава реальной морской воды. По полимерным растворам P-2 и P-3 наблюдаются схожие показатели деструкции в условиях реальных вод по истечении 70 дней в анаэробных условиях и в аэробных условиях.

В ходе проведения тестов по реологии получены зависимости вязкости от скорости сдвига и концентрации для полимерных растворов P-2 и P-3 на реальной морской воде (рис. 2 а, б). Также представлена зависимость вязкости полимерных растворов от концентрации. По полученным данным можно отметить, что целевая вязкость достигается по полимерным растворам концентрацией выше 1000 ppm.

 

Рис. 2. Результаты тестов по реологии на реальной морской воде

а)   полимерный раствор P-2

б)   полимерный раствор P-3

Для окончательного выбора наиболее оптимального полимера проведены тесты по определению уровня статической адсорбции на типовом песчанике Berea Sandstone. Результаты тестов полимерных растворов на типовом песчанике представлены на рис. 4 а, б). Получены адсорбционные зависимости от факторов концентрации полимера, времени выдержки, массового соотношения породы к раствору полимера (S-solid-порода, L-liquid-полимерный раствор).

А)

 

Б)

Рис. 3. Результаты тестов по адсорбции на типовом песчанике

а) полимерный раствор P-2

б) полимерный раствор P-3

 

По полученным результатам отмечается, что с увеличением времени контакта полимерного раствора с породой, концентрации полимера в растворе и массового соотношения полимерного раствора к породе показатель адсорбции увеличивается. По результатам статической адсорбции полимерный раствор P-3 имеет пониженную способность адсорбирования на породу (типовой керн) при рабочих концентрациях 1000, 1500 и 2500 ppm. Разница значений адсорбции полимерных растворов P-2 и P-3 нивелируется при увеличении концентрации (1500 и 2500 ppm) (табл. 9).

 

Табл. 9. Результаты показателей статической адсорбции полимерных
растворов различной концентрации на типовом песчанике.

Полимерный раствор (модельная морская вода) на типовом песчанике /Концентрация	1000 ppm	1500 ppm	2500 ppm
P-2	632	1223	1996
P-3	423	1150	1716
Разница (%)	50	6	16

 

Для сравнения проведены тесты по статической адсорбции на реальном керне месторождения с использованием реальной морской воды. Отмечается, что на керновой породе месторождения, содержащей в своей составе глинистые и карбонатные включения, уровень адсорбции полимерного раствора (концентрация 2500 ppm) на реальной породе песчаника выше, чем на типовом песчанике (табл. 10).

 

Табл. 10. Результаты показателей статической адсорбции полимерных растворов на реальной воде на Узеньском песчанике

 

Полимерный раствор /Концентрация	1000 ppm	1500 ppm	2500 ppm
P-2	803	1203	2257
P-3	797	1047	1961
Разница (%)	0,7	15	15

 

По полученным результатам реологических исследований, тестов по адсорбции и термостабильности выбран полимер P-3. Он рекомендован для дальнейшего продолжения исследований на керне.

Он рекомендован для дальнейшего продолжения исследований на керне.

После выбора наилучшего полимера с помощью различных исследований с морской водой были продолжены реологические исследования и исследования по термостабильности выбранного раствора полимера P-3 на альбской воде (табл. 11).

 

Табл. 11. Результаты исследований по термостабильности выбранного полимерного раствора P-3 на альбской воде

Продолжительность теста (дни)	Вязкость при 10 с-1,сП		Деструкция, %
	2500 P-3 (альбская вода)	2500 P-3 (морская вода)	2500 P-3 (альбская вода)	2500 P-3 (морская вода)
0	22	22	0	0
1	19	18	12	21
4	19	15	15	31
5	18	14	19	38
6	17	13	21	41
8	16	12	27	47
12	14	10	38	56
14	13	6	40	75
22	11	7	49	70
33	7.9	5	64	77
49	8.3	5	62	79
56	6.6	4	70	83
69	6.1	3	72	87

По истечении 69 дней отмечается, что степень деструкции полимерного раствора на морской воде выше, чем на альбской на ≈20%. В целом можно отметить незначительное значение начальных уровней вязкости по полимерным растворам, приготовленных на морской и альбской водах месторождения.

 

Скрининг поверхностно-активных веществ (ПАВ). Подбор оптимального ПАВ

Тесты по стабильности растворов ПАВ проводились на морской воде в условиях двух температурных режимов (комнатная - 25°C и пластовая - 63°C) при разных концентрациях. Концентрация ПАВ варьировалась от 0,5 до 2,0% масс. По всем образцам проведен визуальный анализ по совместимости на предмет изменения прозрачности по истечении трех и семи дней. Растворы, в которых наблюдалось высаливание (выделение растворённого вещества из раствора) или появлялась мутность подлежали отбраковке и не были допущены до следующего этапа тестов по фазовому поведению.

Сводные итоги по стабильности растворов ПАВ S-1, S-2, Э-2(ПАВ)+Л-2(со- ПАВ) и S-3 представлены в табл. 12 и на рис. 4.

Табл. 12. Результаты исследований по стабильности растворов ПАВ S-1, S-2, S-2&A-2 на морской воде при комнатной и пластовой температурах

ПАВ	Растворитель	Температура (°С)	Стабильность
S1	Морская вода	25	Растворы стабильны при C>0,1%
S1	Морская вода	63	Растворы стабильны при C>0,1%
S2	Морская вода	25	Растворы стабильны при C≤1%
S2	Морская вода	63	Растворы стабильны при C≤1%
S2 + A-2	Морская вода	25	Стабильны при всех соотношениях  (для  0,5% и 1% раствора ПАВ)
S2 + A-2	Морская вода	63	Стабильны для соотношения ниже 60/40 (для 1% раствора ПАВ)
S3	Морская вода	25	Нестабильны
S3	Морская вода	63	Нестабильны

 

А) Б)

В)  Г)  Д)

 

Рис. 4. Стабильность ПАВ на морской воде при пластовой температуре на седьмой день:

а) раствор ПАВ S-1, б) раствор ПАВ S-2, в) раствор ПАВ S-2 & A-2 (0,5%),

г) раствор ПАВ S-2 & A-2, (1,0%), д) раствор ПАВ S-3.

 

 

По результатам исследований на стабильность растворов ПАВ на морской воде был отбракован раствор ПАВ S-3 по причине нестабильности раствора. Дальнейшие работы продолжены со стабильными растворами ПАВ S-1 концентрацией выше 0,1%,

S-2 концентрацией ниже 1%, растворы S2+A-2 всех соотношений при концентрации 0,5% и соотношений ниже 60/40 при концентрации 1%.

Исследования фазового поведения систем с ПАВ

Общепринято оценивать фазовое поведение с точки зрения классификации Винзора [10, 11], согласно которой образующаяся эмульсионная фаза находится в равновесии с избытком масла/нефти, воды (двухфазные системы) или одновременно с этими фазами (трехфазная система). Существует три основных типа эмульсий: прямые («масло в воде», м/в), обратные («вода в масле», в/м), множественные микроэмульсионные системы. Описание типов Винзора представлены в табл. 13. Трехфазная система со среднефазной микроэмульсией является системой типа Винзор III (WIII) и является наиболее благоприятной, так как при ней достигаются сверхнизкие значения поверхностного натяжения.

 

Табл. 13. Описание типов Винзора

Тип Винзора	Внешний вид фазового состояния	Описания типов Винзора
Винзор I (WI)		Образуется при солености раствора ниже оптимального («среднефазного») значения концентрации. При этом молекулы ПАВ окружают капельки нефти, образуя, таким образом эмульсию «нефть в воде». В этих условиях сверхнизкое значение поверхностного натяжения IFT не достигается.
Винзор III (WIII)		Образуется как отдельная субстанция, то есть образуется третья фаза с непрерывным постепенным переходом на границах, как с водой, так и с нефтью. Указанное явление возникает при оптимальной концентрации соли, при этом достигаются сверхнизкие значения поверхностного натяжения.
Винзор II (WII)		Образуется при солености раствора выше оптимального («среднефазного») значения концентрации. Молекулы воды переходят в нефть, образуется микроэмульсия «вода в нефти».

 

Структура эмульсии зависит от солености (минерализации) и доли водной фазы, концентрации ПАВ, температуры [11]. На рис. 6 графически представлены три типа эмульсий с учетом изменения солености [12].

При прогнозе эффективности извлечения нефти в процессе ASP- и SP- заводнений фазовое поведение системы «раствор вытеснения - нефть» является одним из ключевых факторов [12]. Состав, обеспечивающий формирование большего объема WIII, наиболее эффективен для нефтевытеснения [13].

В рамках данной работы проведено изучение характеристик формирующейся эмульсионной фазы, как важного критерия оценки эффективности раствора ПАВ. Фазовое поведение растворов ПАВ S-1, S-2 и S-2+A-2 проводилось для растворов следующих концентраций (табл. 14).

 

Табл.14. Схема проведения экспериментов по растворам ПАВ

Образец ПАВ	Концентрация ПАВ (%)
S-1	0,5, 1,0, 1,5, 2,0
S-2	0,1
S-2+A-2 (0,5, 1, 1,5, 2%)	10/90; 20/80;30/70; 40/60; 50/50

 

Результаты по фазовому поведению растворов S-1 и S-2 представлены на рис.5. Растворы ПАВ S-1 и S-2 на морской воде не образуют тип 3 микроэмульсии при пластовой температуре. По фотоматериалам видно, что промежуточной фазы нет, есть четкое разграничение двух отдельных несмешивающихся фаз. Данные ПАВ не способствует снижению межфазного натяжения на границе нефть/вода и не рекомендованы для дальнейших исследований.

 

А)

Б)

Рис. 5. Результаты тестов по фазовому поведению ПАВ на морской воде на 1ый, 3ий и 7ой дни: а) раствор ПАВ S-1, б) раствор ПАВ S-2.

Итоги экспериментов по фазовому поведению растворов ПАВ S-2+A-2 представлены на рис. 6.

Рис. 6. Результаты тестов по фазовому поведению растворов ПАВ S-2+A-2 (по вертикали-соотношение ПАВ/со-ПАВ, по горизонтали-концентрация ПАВ в растворе).

Растворы ПАВ S-2+A-2, приготовленные на морской воде, образуют тип 3 микроэмульсии при пластовой температуре. По фотоматериалам и оценочному объему микроэмульсий видно, что размер промежуточной фазы показывает образование смешивающейся третьей фазы по типу Винзора-3. Высота промежуточного слоя выше при увеличенных концентрациях раствора S-2+A-2 - 1,5% и 2% и пониженных отношениях ПАВа/со-ПАВа - 10/90 и 20/80.

Для выбора определенных концентраций ПАВ и соотношения ПАВ/со-ПАВ для образца S-2+A-2 проведены ряд тестов по замеру межфазного натяжения. Результаты исследований по раствору ПАВ S-2+A-2 с учетом доли ПАВа S-2 представлены на рис. 7.

Рис.7 – Межфазное натяжение растворов ПАВ S-2+A-2 (с учетом доли S-2)

 

По полученным результатам видно, что для образца ПАВ S-2+A-2 концентрацией 1,5% с соотношением ПАВ/со-ПАВ 30/70 достигается наименьшее межфазное натяжение - 0,2 мН/м. Этот вид и концентрация ПАВ рекомендуются для дальнейших исследований на керне.

 

Скрининг щелочи. Подбор оптимальной щелочи

В технологии ASP щелочь должна реагировать с кислотным компонентом нефти, образуя в пласте естественные ПАВ наряду с внешне добавленным ПАВ для снижения межфазного натяжения до сверхнизкого уровня. При кислотности нефти более 0,2 мг КОН/г применение щелочи зачастую дают положительный эффект для создания природных ПАВ. Для месторождения Узень кислотное число составляет 0,048 мг КОН/г, что не создает предпосылок для создания естественных ПАВ в пласте.

Кроме того, другой функционал щелочи может заключаться в уменьшении адсорбции ПАВ и полимера на поверхности породы коллектора.

Для изучения совместимости и стабильности растворов щелочи использовали следующие виды растворов со щелочной средой - гидроксид натрия (NaOH), карбонат натрия (Na₂CO₃) и сульфит натрия (Na₂SO₃). Лабораторные исследования по стабильности растворов щелочи проводились на реальной морской воде при пластовой температуре. На рис. 8 представлены результаты тестов на совместимость на морской воде месторождения.

Рис. 8. Исследования по совместимости растворов щелочи

Слева направо - гидроксид натрия (NaOH), сульфит натрия (Na2SO3) и карбонат натрия (Na₂CO₃) (различной концентрации).

 

При тестировании гидроксида натрия NaOH в диапазоне концентраций от 0,1 до 2% на реальной морской воде получен высокий уровень осаждения сразу после смешивания с NaOH. Соль хлорида кальция CaCl₂ при взаимодействии с NaOH дает осадок практически нерастворимый осадок Ca(OH)₂.

При оценке совместимости карбоната натрия Na₂CO₃ в концентрациях от 0,01 до 2% с используемыми водами также получен высокий уровень осаждения сразу после смешивания с Na₂CO₃.

Сульфит натрия Na₂SO₃ протестирован в концентрациях от 0,1 до 0,5 %. Отмечается стабильность раствора при концентрации ниже 0,1%. Сульфит натрия взаимодействует с CaCl₂, который слабо растворим в воде.

По полученным результатам рекомендуется использование совместимых с морской водой гидроксида натрия NaOH пониженной концентрации менее 0,05% и сульфита натрия Na₂SO₃ с концентрацией менее 0,1%.

С целью оценки влияния щелочи на снижение межфазного натяжения (IFT) и уменьшения уровня адсорбции проведены лабораторные эксперименты по статической и динамической адсорбции на керне месторождения, а также замеры IFT на тензиометре. Результаты лабораторных исследований по взаимодействию выбранного Na₂SO₃ с растворами ПАВ, а также фазовое поведение и замеры межфазного натяжения (IFT) представлены на рис. 9 и в табл. 15.

 

Рис. 9. Фазовое поведение раствора ПАВ+щелочь на 7-й день при пластовой температуре

 

Табл. 15. Результаты по замерам IFT с добавлением и без IFT

Концентрации ПАВ/со-ПАВ	2S/2A	IFT без щелочи (mN/m)	IFT с 0,1% Na2SO3 (mN/m)
0,5%	40/60	5,0	5,2
1%	40/60	4,4	3,4
1,5%	30/70	0,2	2,0
2%	10/90	1,3	3,0

 

 

 

По результатам проведенных исследований отмечается, что щелочь не способствует созданию природных ПАВ ввиду низкой кислотности природной нефти. ПАВ не генерируется, межфазное натяжение на границе нефть - водный раствор ПАВ/ПАВ - щелочи, соответственно, остается на том же уровне.

 

Фильтрационные исследования на керне

Проведены фильтрационные эксперименты на керне по оценке влияния щелочи на изменение уровня адсорбции ПАВ и полимера. Для экспериментов на керне используются ранее выбранные в результате скрининговых исследований оптимальные химические реагенты выбранных концентраций.

Полученные результаты по статической адсорбции полимерного раствора P-3 концентрацией 2500 ppm на типовом песчанике Berea Sandstone и динамической адсорбции на типовом песчанике и Узеньском керне с учетом влияния добавки щелочи представлены в табл. 16. Для сравнительного анализа показателей также в таблице представлены результаты ранее проведенных исследований по статической адсорбции ПАВ S-2+A-2 концентрацией 1,5%, в соотношении 30/70 с и влияние добавки щелочи для оценки снижения адсорбции ПАВ.

Табл. 16. Результаты тестов по динамической адсорбции ПАВ и полимера (без и с добавкой щелочи)

№ п/п	Наименование теста	Значение адсорбции, мкг/г	Недоступный поровый объем, %
1	Статическая адсорбция полимера P-3, 2500 ppm на типовом песчанике Berea	827	-
2	Динамическая адсорбция полимера P-3, 2500 ppm на типовом песчанике Berea	601	22,3
3	Динамическая адсорбция полимера P-3, 2500 ppm на Узеньском керне	766	7,8
4	Динамическая адсорбция полимера P-3, 2500 ppm на Узеньском керне в присутствии щелочи 2% NaOH	806	13,2
5	Статическая адсорбция ПАВ S-2+A-2 концентрацией 1,5%, 30/70 на Узеньском керне	457	-
6	Статическая адсорбция ПАВ S-2+A-2 концентрацией 1,5%, 30/70 c добавкой 0,01% Na2CO3 на Узеньском керне	437	-
7	Статическая адсорбция ПАВ S-2+A-2 концентрацией 1,5%, 30/70 c добавкой 0,01% NaOH на Узеньском керне	477	-
8	Статическая адсорбция ПАВ S-2+A-2 концентрацией 1,5%, 30/70 на Узеньском керне	457	-

 

 

По результатам полученных данных можно сделать следующие выводы:

• динамическая адсорбция полимера ниже (п. 3), чем статическая адсорбция полимера (п. 1), что аналогично данным других авторов [14] (рис. 12);
• динамическая адсорбция полимера на реальном керновом материале месторождения (п. 3) выше динамической адсорбции полимера на типовом песчанике Berea sandstone (п. 2), это объясняется наличием глинистых фракций и других минералов в реальной породе месторождения, что отмечается и в работе других авторов [15, 16];
• по результатам тестов по динамической адсорбции щелочь не оказывает положительного влияния на снижение уровня адсорбции полимера в растворе;

Вероятной причиной, по которой вариант с добавлением щелочи показывает большую степень динамической адсорбции может быть связан с выпадением осадка из-за несовместимости раствора щелочи с пластовыми водами месторождения.

• по результатам тестов на определение статической адсорбции щелочь не оказывает положительного влияния на снижение уровня адсорбции ПАВ в растворе.

Помимо определения динамической адсорбции и недоступного порового объема в термобарических условиях месторождения выполнены фильтрационные исследования по нефтевытеснению с использованием керна месторождения Узень. Результаты представлены в табл. 17.

 

Табл. 17. Результаты экспериментов по нефтевытеснению с использованием керна месторождения Узень

 

№ п/п	Наименование теста	Фактор сопротивления (RF), д.ед.	Фактор остаточного сопротивления (RRF), д.ед	ΔКИН, %
1	Полимерное заводнение (2500 ppm)	2,9	0,3	31,6
2	ПАВ-полимерное заводнение (последовательно)	4,8	0,4	38,1
3	ПАВ-полимерное заводнение (совместная закачка)	5,3	0,7	31,9
4	Щелочь-ПАВ-полимерное заводнение (последовательная закачка)	7,2	0,6	38,2

 

По полученным данным факторов сопротивлений (RF) можно отметить, что полимер снижает подвижность воды в 3-7 раз, что является основной причиной высокой нефтеотдачи при полимерном заводнении. Факторы сопротивления по вариантам последовательной закачки ПАВ и полимера и совместной закачки ПАВ- полимерного раствора на одном уровне (4,8-5,3), что свидетельствует об эффективности использования полимера для снижения соотношения мобильности вода / нефть. Фактор остаточного сопротивления, который свидетельствует о наличии адсорбированного полимера в породе, в варианте последовательной закачки ПАВ и полимера ниже 0,4, что говорит о том, что адсорбированного полимера осталось меньше, по сравнению с вариантом совместной закачки ПАВ - полимерного заводнения и щелочь - ПАВ - полимерного заводнения.

В целом, отмечаются высокие приросты КИН на керне при закачке полимерного раствора (P-3, 2500 ppm) - 31,6%. При закачке ПАВ-полимерного раствора в режиме последовательной закачки (сначала - раствор ПАВ, затем - раствор полимера) прирост Квыт выше – 38,1%. Также можно отметить, что вариант с добавлением щелочи не дает дополнительного прироста, остается на том же уровне (38,2%). В итоге, данные технологии полимерного (P) и ПАВ-полимерного (SP) заводнения рекомендованы для дальнейшего доизучения с точки зрения технико-экономической оценки и рентабельности проектов.

Выводы и рекомендации

1. Проведен полный комплекс лабораторных исследований по оценке применимости технологии ASP-заводнения на реальном керне месторождения Узень. В ходе выполнения работ осуществлен скрининг и подбор оптимальных химических реагентов - полимера, ПАВ/со-ПАВ и щелочи.
2. Выполненный комплекс исследований по оценке применимости технологии ASP для условий месторождения Узень показывает нецелесообразность применения щелочи ввиду низкой кислотности нефти месторождения и отсутствия положительного влияния щелочи на снижение уровней адсорбции ПАВ и полимера.
3. Принимая во внимание мировой опыт разработки месторождений с применением технологии ASP-заводнения, а также полученные результаты лабораторных работ по оценке данного метода для геолого-физических условий месторождения Узень, рекомендуется продолжить детальные исследования по изучению условий применимости технологии полимерного (P) и ПАВ-полимерного заводнения (SP).
4. Провести технико-экономическую оценку эффективности технологий P и SP с использованием действующей геолого-гидродинамической модели месторождения Узень с уточнением показателей разработки.

Авторлар туралы

Дарья Александровна Мушарова

ҚМГ Инжиниринг

Хат алмасуға жауапты Автор.
Email: d.musharova@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0008-9605-0737
Қазақстан, Астана қаласы

П. Пурафшари

Тау-кен ісі және Жер туралы ғылымдар мектебі, Назарбаев Университеті

Email: peyman.pourafshary@nu.edu.kz
ORCID iD: 0000-0003-4600-6670

профессор

Қазақстан, Астана қаласы

Әдебиет тізімі

Қосымша файлдар