Всегда в движении!

Опыт применения третичных методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях высоковязкой

нефти Пермского Края и Республики Коми

Россия, Санкт-Петербург

2017

Начальник Управления проектирования и мониторинга разработки

месторождений с применением третичных методов увеличения нефтеотдачи

Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми

Бондаренко Алексей Валентинович

Методы добычи нефти

1

Название Принцип Основные методы Достигаемый

КИН (%)

Первичные Использование естественной энергии пласта (режим истощения)

Бурение скважин 20-30

Вторичные Поддержание пластового давления

Закачка воды или газа, геолого-технические мероприятия

30-50

Третичные (EOR/МУН)

Закачка реагентов, отличающихся повышенным потенциалом вытеснения нефти, которые взаимодействуют с породами/нефтяной системой

Закачка специальных веществ

40-80 химические

Заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное и др. виды заводнения

тепловые Вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых окислительных реакций

газовые Закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа и др.

микробиологические Введение в пласт бактериальной продукции или ее образование в нефтяном пласте

Цель – достижение максимально возможного коэффициента извлечения нефти (КИН)

Третичные методы позволяют повысить КИН на 5-30% относительно вытеснения водой

2

Поэтапный интегрированный алгоритм внедрения и научно-инженерного

сопровождения третичных МУН

• Анализ разработки

месторождений

• Определение

первоочередных

объектов для

реализации

технологии

• Выбор пилотных

участков

• Предварительное

обоснование физико-

химических

характеристик свойств

реагентов для ГФХ

пилотных участков

• Выбор/разработка

реагентов/агентов

воздействия

• Лаб.исследования в

«свободном» объеме

• Фильтрационные

лаб.исследования с

использованием керна

• Разработка комплекса

промысловых

исследований

• Промысловые

исследования

• Создание/актуализация

геолого-

гидродинамической

модели (сектора)

• Многовариантные

прогнозные расчеты

реализации технологии

• Оценка необходимых

для реализации

технологии изменений в

составе оборудования и

сооружений

• Экономический анализ,

выбор оптимального

варианта реализации

• Разработка программы

ОПР

• Поставка и вх.контроль

реагентов/агентов

воздействия

• Разработка программ

и реализация

промысловых

исследований

• Мониторинг и контроль

параметров на участке

ОПР

• Оценка текущей

эффективности

опытно-промышленных

работ, корректировка

технологии

• Технико-экономический

анализ результатов

ОПР

• Дополнительные

лабораторные и

промысловые исследования

• Численное моделирование в

масшатабах всего

месторождения

• Составление плана

разработки (проектного

документа на разработку

месторождения с

применением МУН);

• Поставка реагентов/агентов

воздействия

• Анализ оперативной

информации и корректировка

технологии МУН

1.Предварительный

выбор МУН (первичный скрининг)

2.Лабораторные и промысловые исследования

3.Моделирование

пилотного проекта (техн.-экономич.

оценка)

4.Реализация пилотного проекта (научно-инженерное

сопровождение)

5.Полномасштабный

проект (промышленное внедрение)

6-18 месяцев 3-6 месяцев 24-36 месяцев 5-10 лет 1-3 месяцев

Третичные МУН, применяемые при разработке залежей высоковязких нефтей

3

Вязкость нефти в

пластовых условиях,

мПа*с

Типы нефти

до 5,0 Незначительной вязкости

от 5,1 до10,0 Маловязкая

от 10,1 до 30,0 Повышенной вязкости

от 30,1 до 200,0 Высоковязкая

более 200,0 Сверхвязкая

Третичные МУН

(химические, тепловые) 1. Полимерное заводнение 2. Пароциклическая обработка скважин

3. Закачка пара в систему горизонтальных скважин или

перпендикулярных горизонтальных скважин

4. Площадная закачка пара или горячей воды

При разработке залежей высоковязких нефтей в Пермском крае применяется химический МУН - технология полимерного заводнения , в Республике Коми – тепловые МУН.

Полимерное заводнение

4

Технология повышения эффективности заводнения пластов за счет растворения в воде высокомолекулярного химического реагента – полимера, обладающего способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.

Закачка

Зона пласта не охваченная

вытеснением

Вода Оторочка /вал

полимера Нефть

воды полимера

нефти

wo

ow

o

w

k

kM

Соотношение подвижностей

< < Добыча

Закачка Добыча

Вытеснение раствором полимера

Вытеснение

водой

ДО и ПОСЛЕ закачки полимера

Технология заключается в создании в пласте большеобъемной оторочки/вала полимерного раствора порядка 30% от порового объема и последующей продавке его водой для «поршневого вытеснения» нефти

Пилотный проект по полимерному заводнению на Москудьинском

месторождении (Тл) ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

5

Опытный участок

2 нагнетательные и

16 добывающих скважин

Начало ОПР – 10.02.2014 г.

Показатели разработки участка:

• отбор от НИЗ – 49,3%

• обводненность продукции 60-80%

№

п.п. Параметры

Ед.

измер.

Пилотный

участок

1 Тип залежи пл.свод

2 Пористость доли

ед. 0,22

3 Проницаемость мкм2 0,45 – 1,037

4 Пластовая

температура оС 29

5 Начальное

пластовое давление МПа 14,6

6 Вязкость нефти в

пластовых условиях мПа*с 68

7 Вязкость воды в

пластовых условиях мПа*с 1,46

8 Минерализация

пластовых вод г/л 256

Объект характеризуется опережающим выработку запасов

обводнением продукции добывающих скважин, обусловленным

повышенной вязкостью нефти

Пилотный участок представляет собой две нагнетательные

скважины, окруженные реагирующими добывающими

скважинами.

Характеристики участка ОПР

Характеристика вытеснения по объекту

600

2

4

6

8

10

12

окт

но

я

дек

янв

фе

в

мар

ап

р

май

ию

н

ию

л

авг

сен

окт

но

я

дек

янв

фе

в

мар

ап

р

май

ию

н

ию

л

авг

сен

окт

но

я

дек

янв

фе

в

мар

ап

р

май

ию

н

ию

л

авг

сен

окт

но

я

дек

янв

фе

в

ма

р

ап

р

май

ию

н

ию

л

авг

2013 2014 2015 2016 2017

До

бы

ча ж

ид

кост

и, т

.т.

0

окт

но

я

дек

янв

фе

в

мар

ап

р

май

ию

н

ию

л

авг

сен

окт

но

я

дек

янв

фе

в

мар

апр

май

ию

н

ию

л

авг

сен

окт

но

я

дек

янв

фе

в

ма

р

апр

май

ию

н

ию

л

авг

сен

окт

но

я

дек

янв

фе

в

ма

р

апр

май

ию

н

ию

л

авг

2013 2014 2015 2016 2017

Добыча нефти(прогноз)

Начало закачкиполимерного раствора

Добыча жидкости

Обводненность(прогноз)

Обводненность(факт)

Добыча нефти(факт)

Мониторинг реализации ОПР по полимерному заводнению

6

Проектные и фактические показатели реализации ПОКАЗАТЕЛЬ Проект Факт

Начало реализации ОПР 10.02.2014 10.02.2014

Концентрация полимерного раствора, % 0,13 0,13

Вязкость полимерного раствора, мПа*с 10 10

Объем оторочки от порового пространства, % 30 24

Объем полимерного раствора, тыс.м3 152 120

Объем сухого полимера, т 198,5 163,3

Срок завершения ОПР 31.12.17 -

До

бы

ча н

еф

ти

, ж

ид

ко

сти

, то

нн

О

бв

од

нен

но

сть

, % Доп. добыча +13,7 %

Обводненность –2,4 %

Установлена эффективность технологии на пилотном участке: прирост по

добыче нефти составляет 13,7 % (прирост дебита нефти 15 – 20 %), снижение

обводненности составляет 2,4 % (абс.) от соответствующих показателей

базового варианта с начала ОПР.

Промысловые исследования скважин в процессе ОПР по полимерному заводнению

7

Пример результатов промыслово-геофизических исследований нагнетательной скважины № 3

в процессе ОПР

Наблюдается увеличение работающей мощности принимающих пропластков в 2,5 раза и перераспределение

профиля приемистости, что указывает на эффективность технологии полимерного заводнения

2,3 3,7

3,7 4,5 4,5

5,8

Профили приемистости по скв. №3

График изменения

работающей толщины:

Н=2,3 м Н=3,7 м Н=3,7 м Н=4,5 м Н=4,5 м Н=5,8 м

До ОПР В процессе ОПР

Кпр=552 мД

Кпр=363 мД

Начало ОПР

Исследования пилотного участка в процессе ОПР по полимерному заводнению

8

Выравнивание фронта вытеснения вследствие снижения

подвижности вытесняющего агента по каналам с низким

фильтрационным сопротивлением

Сопоставление результатов трассерных исследований и

результатов отбора проб на содержание полимера для

добывающей скважины

0

0,002

0,004

0,006

0,008

0,01

0,012

0,014

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

23.09.2013 13.10.2013 02.11.2013 22.11.2013 12.12.2013 01.01.2014 21.01.2014 10.02.2014 02.03.2014 22.03.2014 11.04.2014

Конц

ентр

ация

, м

г/л

Время, часы

Роданид Аммония (№363)

Флюоресцеин (№367)

Вынос полимера

через 1 год 3 месяца

Вынос трассера

через 0,9 сут

Розы-диаграммы скоростей основных порций агента закачки и

распределение производительности фильтрационных каналов

Скв. № 7

По результатам трассерных

исследований – до начала ОПР

По результатам выноса полимера – в

процессе ОПР

Скв. № 7

В процессе ОПР

До начала ОПР

Дата

Дата

Концентр

ация, %

∙10

-6

Сопоставление результатов трассерных исследований и результатов отбора проб на

содержание полимера в попутно-добываемой воде

Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

9

Объект характеризуется:

- высокой вязкостью нефти (от 344 до 2024 мПа·с);

- трещинно-кавернозно-поровый типом коллектора.

Начальный ВНК - 1310 м Пласты P1a+s-C2b

Усинское месторождение открыто в 1963 году, пермо-карбоновая залежь высоковязкой нефти введена в промышленную разработку в 1977 году. Основной объект разработки - карбонатные отложения Р-С (Р1a+s; С3k+g; С2m), разрабатываются на естественном режиме, тепловыми методами (зона ПТВ) охвачено не более 15% разрабатываемой площади

№№

п/п Параметры Размерность

По залежи

в целом

1 Тип залежи пластово - массивная

сводовая

2 Тип коллектора трещинно-кавернозно-

поровый

3 Средняя общая толщина м 283,60

4 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина

(средневзвешенная по площади) м 47,8

5 Коэффициент пористости доли ед. 0,189

6 Средний коэффициент проницаемости (по керну) мкм2 0,034

7 Коэффициент нефтенасыщенности пласта доли ед. 0,77

8 Коэффициент расчлененности ед. 51,06

9 Начальная пластовая температура оС 21

10 Вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с 710,0

11 Плотность нефти в пластовых условиях г/см3 933,0

- выделены по

результатам 3D

выделены по результатам детальной корреляции

Лениаменты

Структурная карта по кровле карбонатных отложений – Р1а+s

Тепловые методы, применяемые на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения

10

Пар непрерывно подается в паронагнетательные скважины - создается «горячая зона» (пар – конденсат - горячая вода), которая движется непрерывно по пласту, обеспечивая извлечение нефти. При этом коэффициент извлечения может достигать 60% от начальных геологических запасов.

Технология пароциклической обработки добывающих скважин включает 3 фазы: - Закачка пара; - Выдержка скважины на пропитку

после прекращения закачки пара; - Эксплуатация скважины - добыча.

Технология заключается в закачке пара в горизонтальную нагнетательную скважину, расположенную выше горизонтальной добывающей скважины в той же вертикальной плоскости. Технология позволяет достичь коэффициента извлечения нефти в 55% от начальных геологических запасов.

Парогенерирущая установка

Паронагнетательная скважина

Добывающая скважина

Потери тепла

Пар и конденсированная вода

Горячая вода

Нефтяной вал

Зона нефти и воды

Закачка пара

Добыча нефти

Динамика изменения пластового давления пермокарбоновой залежи Усиского месторождения

11

2014 2015 2016

МПа МПа МПа

9.33 9.30 9.18

Рнас. – 7.5 МПа

Карта разработки на 01.01.2017г

- Закачка пара

- Закачка горячей воды

- Закачка воды

ПТВ- Центр

ПТВ- Юго-Запад

ПТВ- Север

Юго-Восточный

В связи с разработкой 85 % площади залежи на естественном режиме снижение пластового давления от начального (14.0 МПа) с начала разработки составляет - 34% (9.2МПа). Текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 25% , с начала разработки –23,6 %.

Закачка

горячей воды 4%

Закачка холодной

воды 29%

ПТВ 43%

ПЦО 24%

Закачка

пара 67%

С целью поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи: ▪ с 1985 -1998 годы закачка горячей воды на юго-западном актуальном участке; ▪ с 1992 года организация паратопловое воздействие в зоне ПТВ -Центр ; ▪ с 2012 года закачка пара на юго-восточном и юго-западном актуальных участках; ▪ с 2012 года реализуются ОПР по закачке пара и горячей воды:

- закачка пара в системе горизонтальных скважин (на северном участке «А»),

- закачка пара в систему перпендикулярных горизонтальных скважин кросс- SAGD (на северном участке «Б»),

- закачка горячей воды на юго-восточном актуальном участке; ▪ с 2015 года формируется система законтурного ППД.

Общая концепция разработки пермокарбоновой залежи с применением тепловых методов

Зона нагнетания горячей воды с ПАВ и ХР

Зона отбора нефти

Внутренняя зона Краевая зона

Зона пара (ПЦО)

Зона отбора нефти

Зона горячей воды с ПАВ и ХР

Зона нагнетания пара (ПЗП)

Законтурная закачка не нагретой воды

Законтурная закачка не нагретой воды

в центральной зоне 55,3% ОИЗ залежи

в краевой зоне 44,8% ОИЗ залежи

12

13

Реализация технологии площадной закачки пара на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения (участок ПТВ – центр)

Схема распространения изотерм по площади участка ПТВ-центр Динамика добычи нефти, закачка теплоносителя, ПНО

по зоне ПТВ-центр

Компенсация с начала разработки, % 47,2

Площадь участка 520 Га

Эксплуатационный фонд скважин составляет – 249 ед., в том числе 50 нагнетательных и 199 добывающих

скважин на три эксплуатационных объекта. Система размещения скважин – обращенная девятиточечная.

Дополнительная добыча от закачки пара за период теплового воздействия составила 25,0%.

Площадная закачка пара в нагнетательные скважины - основная технология, применяемая на залежи. Осуществляется в зоне ПТВ с 1992 года.

Схема пароциклической обработки скважины

Технология ПЦО включает стадии: 1. Нагнетание пара; 2. Выдержка скважины на пропитку (до полной конденсации пара); 3. Подъем ТО, спуск ГНО, добыча нефти.

Преимущества технологии ПЦО: 1. Кратность увеличения дебитов нефти после ПЦО – до 3-х раз; 2. Продолжительность эффекта – 6-12 месяцев; 3. Количество повторных циклов ПЦО – от 9 до 15; 4. Область применения – ВС, ННС, ГС; 5. Эффективный метод ИДН и ПНП при добыче ВВН; 6. Регулирование процесса теплового воздействия на пласт.

Недостатки технологии ПЦО: 1. Высокая стоимость ПГУ и ТО; 2. Технические ограничения (кривизна скважины в месте установки ТО, герметичность э.к. и др.); 3. Снижение дебита при втором и последующих циклах.

Общие сведения о технологии ПЦО

Используемое оборудование: Парогенераторы блочного типа: стационарные (СПГ) – до 20 т/час, мобильные (МПГ) – до 10 т/час.

14

Применение ПЦО на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения

Критерии применимости метода ПЦО Эффективность ПЦО за 2009-2016 гг.

Основной РД: «Технологический регламент на проведение ПЦО скважин пермокарбоновой залежи Усинского месторождения», разработан в 2016 году в Филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть»

▪ За 2009-2016 гг. выполнено 378 ПЦО со средним

приростом 10 т/сут, (доп. добыча нефти на 1 скважину –

1380 т.);

▪ Массовое применение химических композиций

(«ГАЛКА», «НИНКА», в рамках ОПР «МЕГА») в 2014-2016 гг.

привело к увеличению эффективности ПЦО (увеличение

среднего прироста дебита нефти на 45-50%)

▪ Наибольшая эффективность ПЦО отмечается в

комбинации с применением композиции «НИНКА».

Массовое применение химических композиций в 2014-2016 гг.

15

Критерии Утв. Р-С

Глубина залегания пластов, м ≤1500 1425-1511

Эф.н/н. толщ., м ≥ 7 16.6-35.2

Кпрон., мкм2 ≥0,05 0.03-10

Пористость, % ≥15 19-20

Обв.,% ≤ 85 75,6

Радиус искривления скв., м ≤ 200 ≤ 200

Макс.зен.угол, град 35 до 50

Параметры закачиваемого пара:

температура, град

давление, МПа

сухость пара

300

8.0

0.7

250

8.7

Темп закачки пара, т/сут 200 142

Объем закачки пара на метр вскрытой

толщины, т/м150-200 180

Результаты применения хим. композиций при ПЦО (доп.добыча нефти, тыс.т)

Основные результаты и выводы

16

● С целью повышения коэффициента извлечения нефти при разработке залежей высоковязких нефтей в Пермском крае применяется химический МУН - технология полимерного заводнения, в Республике Коми – тепловые МУН (пароциклические обработки скважин, закачка пара в систему горизонтальных или перпендикулярных горизонтальных скважин, площадная закачка пара и горячей воды) ● Для поиска и внедрения третичных МУН в «ПермНИПИнефть» реализуется интегрированный подход,

включающий полный комплекс научно-исследовательских работ и инженерных расчетов по выбору и обоснованию оптимальной технологии реализации МУН, научно-инженерному сопровождению технологии . ● В Пермском крае ходе ОПР по полимерному заводнению на опытном участке Москудьинского месторождения (вязкость нефти в пластовых условиях 68 мПа*с) : - фактически реализована закачка полимера в количестве 24% от объема порового пространства коллектора

опытно-промыслового участка;

- установлена эффективность технологии на пилотном участке - увеличение работающей толщины

принимающих пропластков, выравнивание фронта вытеснения вследствие снижения подвижности

вытесняющего агента, увеличение дебитов нефти при снижении обводненности продукции (прирост по

добыче нефти составляет 13,7 %, снижение обводненности в среднем составляет 2,4 % (абс.) от соответствующих показателей базового варианта с начала ОПР).

● В Республике Коми в процессе разработки пермокарбоновой залежи Усинского месторождения (вязкость нефти в пластовых условиях 700 мПа*с) дополнительная добыча нефти от площадной закачки пара в нагнетательные скважины на участке в центральной части залежи составила 25%, а комплексирование технологии пароциклических обработок добывающих скважин (ПЦО) с массовым применением химических реагентов позволило увеличить средний прирост дебита нефти от ПЦО на 45-50%.

Всегда в движении!

Физико-химические технологии увеличения нефтеотдачи, разработанные ИХН СО РАН

16

Технология увеличения нефтеотдачи с применением неорганической композиции НИНКА

Цель: Повышение текущего и конечного КИН за счет увеличения охвата пласта при заводнении, паротепловом и пароциклическом воздействии выравнивания фронта вытеснения

Зависимость вязкости от температуры

Определение коэффициента вытеснения нефти горячей водой и паром в комбинации с закачкой ПАВ (композиции НИНКА)

Описание технологии: Технология увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей при паротепловом и пароциклическом воздействии с применением композиции НИНКА на основе ПАВ, направлена на повышение текущего и конечного значений коэффициента нефтеотдачи за счет уменьшения вязкости нефти, увеличения охвата пласта, снижения межфазного натяжения на границе раздела нефть – вода, улучшения смачивающей способности. При нагнетании пара в пласт (в середине цикла) закачивается оторочка водного раствора композиции НИНКА на основе системы: ПАВ – каpбамид – аммиачная селитра – вода, которая способна образовывать СО2 и аммиачную буферную систему непосредственно в пластовых условиях за счет тепловой энергии теплоносителя. Образующийся в пласте СО2 снижает вязкость нефти, что вызывает благоприятное изменение соотношения подвижностей нефти и водной фазы. ПАВ совместно со щелочной буферной системой способствует деструктурированию, разжижению высоковязких слоев или пленок, образующихся на границах нефть – вода – порода, ухудшающих фильтрацию жидкостей в пласте и снижающих полноту извлечения нефти.

12

Основные этапы разработки химической композиции на основе ПАВ для увеличения КИН в комбинации с закачкой пара

(ПЦО, площадная закачка пара и горячей воды)

• Разработка составов химической композиции для увеличения КИН высоковязкой нефти: - исследование влияния концентрации и соотношения компонентов на физико-химические и реологические свойства композиций; - термостабильность в диапазоне температур от 23 до 250 оС; - совместимость с минерализованными пластовыми и закачиваемыми водами; - выбор составов для дальнейших исследований. • Исследование кинетики гидролиза компонентов композиции в интервале температур от 23 до 250 оС, - реологических характеристик композиций, - буферной емкости композиций, - межфазного натяжения на границе с нефтью, - влияние термостатирования нефти при различных температурах на ее вязкость, -выбор составов для дальнейших исследований. • Исследование реологических и фильтрационных характеристик композиций в условиях, моделирующих пластовые: - фильтрационные исследования на полноразмерном керне – ПермНИПИнефть), - выбор оптимальных композиций для проведения ОПР. • Создание методики и компьютерной программы для расчета оптимального объема реагентов, схемы закачки и прогноза эффективности обработок эксплуатационных скважин. • Выдача рекомендаций по приготовлению и закачке многофункциональных химических композиций на основе ПАВ в промысловых условиях. Разработка Инструкции.