Усовершенствование технологии увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими и микробиологическими методами

 

Центр исследования разведки и извлечения нефти (ИРИН)

Нефтяной институт Вьетнама











ОТЧЕТ ПО КОНТРАКТУ

Усовершенствование технологии увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими и микробиологическими методами













Ханой - 2013


СОДЕРЖАНИЕ


Глава 1. ОБЗОР ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ОЛИГОЦЕНА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР

.1 Обобщение геолого-геофизической характеристики олигоцена месторождения Белый Тигр

.2 Энергетическая характеристика, пластовое давление в зонах отбора и закачки9

.3 Анализ текущего состояния разработки и эффективности вытеснения нефти водой для залежи олигоцена месторождения Белый Тигр

Глава 2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО МЕТОДА С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР

.1Термические методы и комбинированные термические методы

.2. Смешивающиеся и комбинированно-смешивающиеся методы

.3 Химические, биохимические и комбинированные методы

.4 Основные механизмы вытеснения нефти физико-химическим микробиологическим комплексом

.5 Результаты исследования технологии физико-химического и микробиологического воздействия для увеличения нефтеотдачи

Глава 3. ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ, ФУНКЦИИ, ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ И МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА, МЕХАНИЗМЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ФХМК

.1 Химреагенты применяемые для приготовления ФХМК и их функции

.2 Физико-химические и микробиологические свойства ФХМК34

.3 Механизм вытеснения нефти по технологии ФХМК

Глава 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАTOРНЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ И РАЗРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЙ

.1 Приготовление комплекса

.2 Процесс закачки ФХМК

.3 Мониторинг параметров работы скважин после закачки ФХМК51

.4 Анализ физико-химических параметров добываемых флюидов

Глава 5. АНАЛИЗ, ОЦЕНКА РЕЖИМА РАЗРАБОТКИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ФХМК

.1 Динамика обводненности отдельных скважин и целого участка

.2 Анализ динамики использования газлифтного газа

.3 Анализ динамики нефтеотдачи

ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ПРЕДЛОЖЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА




ВВЕДЕНИЕ


В настоящее время, эксплуатация месторождения Белый Тигр прошла точку максимальной нефтедобычи и находится в стадии падения. Разработка и эксплуатация новых шельфовых месторождений во Вьетнаме становятся более сложным процессом из-за необходимости применения дорогостоящих технологий в условиях морской нефтедобычи. В связи с этим исследование и разработка новой эффективной технологии повышения коэффициента нефтеотдачи является очень важным и актуальным направлением.

В настоящее время существуют 3 популярные группы методов повышения нефтеотдачи: Группа термических методов, газодинамическое вытеснение при смешанных режимах и группа химических методов.

На месторождении Белый Тигр, по прогнозу и анализу многих научных изысканий и проектных документов, можно извлечь 11-17% от общего объема запасов нефти в пласте (OOIP) при естественных и механизированных способах добычи без применения ППД. Вторичные методы воздействия разработки залежей миоцена, олигоцена и фундамента позволяют достичь 28%, 24% и 38% OOIP, соответственно. Большая часть разрабатываемых участков месторождений СП «Вьетсовпетро» уже находятся на стадии необходимости применения третичных методов воздействия на залежи. Именно поэтому исследование и развитие подходящей технологии повышения нефтеотдачи являются необходимостью.

Опираясь на успешность проведения работ по контракту 0245/09/T-N6/VSP5-TTUDCN-VPI по применению Технологии повышения нефтеотдачи терригенных пластов с применением физико-химического и микробиологического комплексного метода, Нефтяной институт Вьетнама и СП «Вьетсовпетро» заключили контракт 0979/11/T - N6/VSP5 - EPC.VPI по «Усовершенствование технологии увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими и микробиологическими методами».

Мы искренне благодарим всех руководителей и специалистов СП "Вьетсовпетро" за большую помощь и тесное сотрудничество, оказанное в процессе выполнения данного контракта.



Глава 1. ОБЗОР ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ОЛИГОЦЕНА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР


.1 Обобщение геолого-геофизической характеристики олигоцена месторождения Белый Тигр


Олигоценовый комплекс стратиграфически приурочен к свитам Чатан (верхний олигоцен) и Чаку (нижний олигоцен), развит практически по всей площади структуры и залегает в пределах абсолютных отметок 3010- 3986м. Сводный геолого-стратиграфический продуктивный разрез месторождения Белого Тигра представлен на Рис.1.1.


Рис. 1.1 Сводный геолого-стратиграфический продуктивный разрез месторождения Белый Тигр


Структура месторождения по комплексу нижнего олигоцена имеет более сложное строение. По данным бурения и сейсморазведки 3Д установлено отсутствие комплекса в наиболее приподнятых частях выступа фундамента. На локальных неровностях фундамента отложения комплекса имеют изменчивую толщину. Большинство разрывных нарушений, выявленных по фундаменту, прослеживается и в нижнем олигоцене.

Отложения комплекса стратиграфически прилегают к поверхности фундамента. На основании особенностей строения структура по нижнеолигоценовому комплексу разделена на три участка, в пределах которых установлены залежи нефти: северный, южный и западный.

По верхнеолигоценовому комплексу относительно нижнеолигоценового наблюдается сокращение количества и протяженности разрывных нарушений, уменьшается амплитуда и исчезли разрывы вбросового типа. Структура приобрела формы антиклинальной складки, осложненной малоамплитудной складчатостью небольших размеров, структурными носами и террасами. В пределах месторождения структура замыкается только на северном окончании. С юга намечается новый подъем слоев со значениями отметок, аналогично центральной части. С учетом нефтегазоносности и тектонического строения структура по верхнеолигоценовому комплексу, разделена на семь участков (блоки I, II, III, IV, V, VI, VII): северный, центральный, северо-восточный, северо-западный, западный, восточный и южный. Границы между участками носят условный характер и чаще всего связаны с границами развития песчаных пачек.

Продуктивные горизонты верхнеолигоценового комплекса состоят из отдельных линзовидных песчано-алевритовых пластов толщиной от нескольких до десятков метров. Нефтяные залежи в них установлены по результатам опробования скважин. Для залежей характерно линзовидное распространение пород-коллекторов по площади.

Нижнеолигоценый комплекс отсутствует в пределах приподнятых частей структуры и развивается в сторону погруженных участков, в которых выявлены залежи нефти: северный, западный и южный.

Статистические показатели характеристик неоднородности, а также характеристики толщин по горизонтам нижнего олигоцена представлены в таблицах 1.1 и 1.2.

Фильтрационно-емкостные свойства пород

Верхний олигоцен. При наиболее вероятном значении от 8% до 18%, cреднее значение открытой пористости пород коллекторов составляет 15% (Кпо = 16,5% по ГИС), с коэффициентом вариации в определении Кпо по керну равным 0,20.

Газопроницаемость в наиболее вероятном диапазоне составляет от 1.0 до 50мД, при среднем значении 6мД.


Таблица 1.1

Характеристики толщин продуктивных горизонтов



Продолжение таблицы 1.1


Таблица 1.2


Остаточная водонасыщенность колеблется, главным образом, в пределе 20-80% (коэффициент вариации 0.20), при среднем значении 45% (среднее значение по ГИС: 43.2%).

Нижний олигоцен. Среди терригенных отложений, коллекторы нижнего олигоцена являются наиболее сложными в петрофизическом отношении, главным образом, вследствие глубоких катагенетических преобразований, возникающих на больших глубинах. Однако их коллекторские свойства наиболее стабильны (по глубине и по площади).

Пористость пород-коллекторов по всем залежам изменяется в диапазоне 9-19%. Среднее значение открытой пористости составляет 14.7% c коэффициентом вариации 0.147. По керновым данным и также по ГИС видно, что пористости коллекторов изменяются по горизонтам незначительно (Кпо = 14% для горизонта VI и 13% в горизонте X).

Наиболее вероятные пределы изменения значений газопроницаемости по керновым данным составляют от 1 до 50мД при среднем значении 23.6мД, хотя встречаются образцы с проницаемостью 500 и более.

Остаточная водонасыщенность имеет диапазон изменения 13-76% и составляет в среднем 42% (К вар = 0.2).

Среднее значение емкостно-фильтрационных параметров продуктивных объектов представлено в таблице 1.3.

Средние значения основных параметров пластовой нефти с учетом проведенных исследований приведены ниже.


Верхний олигоцен


УчастокСеверныйЦентральныйCеверо-восточныйДавление насыщения, MПa15,6310,5515,46Газосодержание, м3/т100,867,192,6Объемный коэффициент1,2691,2581,296Вязкость в пластовых условиях, мПа*с1,3502,0762,960Плотность в пластовых условиях, кг/м3753,1736,9740,4Плотность глубинной нефти после сепарации, кг/м3855,1862,6853,7


Нижний олигоцен


РайонБлок IБлок IIБлок IIIДавление насыщения, MПa20,7619,6928,95Газосодержание, м3/т174,0133,6277,8Объемный коэффициент1,4881,4391,807Вязкость в пластовых условиях, мПа*с0,4761,4090,244Плотность в пластовых условиях, кг/м3658,4659,1591,6Плотность глубинной нефти после сепарации, кг/м3831,9830,4823

Таблица 1.3


1.2 Энергетическая характеристика, пластовое давление в зонах отбора и закачки


.2.1 Верхний Олигоцен

А - Северный и Центральный участки

Разработка залежей верхнего олигоцена ведется на упругом режиме и растворенного газа. Законтурная система характеризуется низкой активностью. Применение заводнения на начальных стадиях разработки на данном объекте не предусматривалось.

Учитывая прерывистый характер пород-коллекторов, пластовое давление по площади распределено крайне неравномерно и изменяется от 66,1 ат (скв. 1004) до 306,3 ат (скв. 1112). Большая часть скважин эксплуатируется при пластовом давлении ниже давления насыщения. Исключение составляют малодебитные скважины 1112 и 474.

В 2011 г. замеры пластового давления проводились в пяти скважинах. По результатам замеров в 2010 - 2011 гг. в скв. 1013, 1014, 1016, 709, 706, 88 значения пластового давления находились в интервале от 100 до 173 ат. Самое низкое пластовое давление 66 ат замерено в 2011 г. в скв. 1004.

Б - Южный участок

На Южном участке начальные пластовые давления на верхнем олигоцене замерялись в скв. 15-БТ, 16-БТ, 7-БТ и 1202. В скважине 15-БТ в зависимости от интервала испытания пластовое давление изменяется от 460,8 до 514,7 ат. Все объекты по результатам испытания оказались непродуктивными.

В скважине 16-БТ был выполнен один замер в интервале верхнего и нижнего олигоцена, по результатам которого начальное пластовое давление составило 438,8 ат (-3712м).

В скважинах 7-БТ и 1202 пластовое давление в период опробования и исследований полностью не восстановилось, что указывает на низкие коллекторские свойства олигоценовых отложений в данных скважинах.

В - Северо-Восточный участок

Начальное пластовое давление на Северо-Восточном участке в отложениях верхнего олигоцена определено по результатам испытания разведочной скважины 9-БТ (1987 г.). В интервале залегания верхнего олигоцена было испытано четыре продуктивных объекта. По результатам испытания получены следующие значения пластового давления: от 594 до 595,5 ат (абс. отм. - 3666,0 м и -3471,0 м) в II и I горизонтах, соответственно; от 621 до 623,9 ат (абс. отм. -3752,0м и -3816 м) в III и IV горизонтах, соответственно.

По добывающим скважинам замеров пластового давления не проводилось.


1.2.1 Нижний Олигоцен

А - Северный участок

Значение начального пластового давления по блокам нижнего олигоцена варьируется в пределах 386-432 ат и принято равным 417 ат на абсолютной отметке -3650 м. В первые месяцы после ввода добывающих скважин в эксплуатацию имело место значительное снижение пластового давления, но затем темпы падения замедлялись в зависимости от темпов отбора нефти, что характерно для проявления упругого режима. Замедление темпов падения пластового давления, очевидно, связано с расширением депрессионной воронки и внедрением системы заводнения. К моменту начала закачки воды на элементах пластовое давление изменялось в пределах 167-411 ат.

На данный момент пластовое давление на блоках распределено крайне неравномерно, и контролируется размещением нагнетательных скважин и отборами жидкости. В целом продуктивные горизонты нижнего олигоцена разрабатываются на смешанном режиме разработки (упругий режим и режим растворенного газа) с применением заводнения.

Разработка залежей нефти на I блоке проводится при пластовом давлении ниже давления насыщения. Выше давления насыщения эксплуатируются две скважины 40 и 75, которые находятся под влиянием нагнетательных скважин 14 и 62. По результатам замеров, выполненных в 2010-2011 гг., текущее пластовое давление по основному фонду добывающих скважин находится в пределах 119-186 ат. Минимальное значение пластового давления не более 120 ат отмечено по скважинам 67 и 810. По нагнетательным скважинам пластовое давление не замерялось. Последний замер по 14 скважине был проведен в 2008г., по результатам которого пластовое давление составило 495 ат.

Текущее пластовое давление по основному фонду добывающих скважин на II блоке изменяется в широком диапазоне от 85,1 (скв. 1023) до 287,1 ат (скв.1005). Основная группа скважин эксплуатируется ниже давления насыщения. Выше давления насыщения эксплуатируются следующие скважины: 715,410, 703, 702, 507, 1005, находящиеся под прямым влиянием нагнетательных скважин. Остальные добывающие скважины, ввиду сложного геологического строения, выраженного в многопластовом характере залежей, низкой проницаемости и прерывистости продуктивных горизонтов, испытывают недостаточное влияние нагнетательных скважин, несмотря на почти 100% текущую компенсацию. Наименьшие значения пластового давления, замеренные в 2010 - 2011 гг., наблюдаются в скв.108, 1002, 1019, 903, 1022, 1023 (от 86 до 134 ат).

Пластовое давление, по результатам замеров в 2010 - 2011 гг. , в зоне закачки изменяется от 376 (скв. 901) и до 565,6 ат (скв. 502), т.е. перепад давлений между зоной закачки и отбора может достигать 400 ат. Разработка залежей нефти на III блоке осуществляется на режиме растворенного газа. По всем добывающим скважинам пластовое давление снизилось ниже давления насыщения. Пластовое давление по трем действующим скважинам изменяется от 106,9 (скв. 1102) до 244,3 ат (скв. 1009 - замер 2009 г.). С 2010 - 2011 гг. замеры пластового давления проводились только в скважине 1102 . По данным замеров пластовое давление в зоне дренирования скважины 1102 стабилизировалось на уровне 106 ат, из-за возможного влияния нагнетания воды в скважину 1107, в которой пластовое давление замерено на уровне 553,5 ат.

Б - Северо-Восточный участок

Замеры текущего пластового давления не проводились. Начальное пластовое давление по результатам испытания разведочной скважины 9-БТ было замерено в двух интервалах и составило: 463,5 ат (-4181м - VIII горизонт), 506,6 (-4260м - X горизонт). Продуктивные горизонты по результатам испытания оказались низкопродуктивными.

В - Западный участок

Пластовое давление, замеренное в 2009г. в скважине 450, составило 210 ат.

Д - Южный участок

Начальные пластовые давления на нижнем олигоцене Южного участка замерялись в скважине 15-БТ и изменяются от 433 - 436 ат. Объекты по результатам испытания оказались низкопродуктивными.


.3 Анализ текущего состояния разработки и эффективности вытеснения нефти водой для залежи олигоцена месторождения Белый Тигр


.3.1 Верхний Олигоцен

Верхнеолигоценовый комплекс выделен на Северном, Центральном, Северо-Восточном и Южном участках. Отложения верхнего олигоцена состоят из пяти продуктивных горизонтов: I, II, III, IV и V.

На данный момент разрабатываются залежи нефти на всех участках. Разработка залежей верхнего олигоцена была начата в 1992 году.

По состоянию на 01.01. 2012 г. общий фонд верхнего олигоцена состоит из 22 скважин: 20 действующих скважин и одной бездействующей в добывающем фонде, одной действующей скважины в нагнетательном фонде.

Максимальный годовой уровень добычи нефти был достигнут в 2005 г. и составил 128,5 тыс. т. За отчетный период добыто 81,8 тыс. т нефти и 86,3 тыс. т жидкости. Средний дебит скважин по нефти 11,5 т/сут, по жидкости - 12,2 т/сут. Накопленная добыча нефти 869,9 тыс. т, обводненность 5,3%.

НГЗ нефти по участкам утверждены в количестве 31768 тыс. т (категории P1+P2), извлекаемые - 2818 тыс. т. Текущий КИН составляет 0,027 д. ед., остаточные извлекаемые запасы - 1948 тыс. т. В таблице 1.4 приведены показатели выработки запасов верхнего олигоцена.


Таблица 1.4

Показатели выработки запасов нефти залежей верхнего олигоцена


Северный и Центральный участки

Характеристика фонда скважин

На 01.01.2012 г. в общем фонде находится 18 скважин. Добывающий фонд включает 17 действующих скважин; нагнетательный фонд состоит из одной скважины. В консервации и ликвидированных скважин нет.

За 2011 г. скважина 700 переведена из добывающего фонда Северного участка верхнего олигоцена в нагнетательный фонд Северного участка нижнего олигоцена.

Динамика технологических показателей разработки

Разработка данного объекта проводилась непостоянно во времени, что связанно с отсутствием проектного эксплуатационного фонда скважин. Максимум добычи нефти отмечается в 2005 году (128,5 тыс. т) в связи с увеличением действующего фонда скважин. Затем начинается падение уровней добычи по причине снижения дебита скважин, как по нефти, так и по жидкости. Разработка залежи проводилась на естественном режиме истощения. В апреле 2009 года, впервые под закачку была освоена скважина 1003.

За 2011 г. из залежи верхнего олигоцена добыто 49,6 тыс. т нефти, 20,7 млн.м3 газа и 53,8 тыс. т жидкости. По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча нефти составила 836,5 тыс. т. Средний дебит скважин по нефти, в сравнении, с прошлым годом (10 т/сут.) снизился и составил 7,9 т/сут. при росте обводненности с 3,3 до 7,8%.

Анализ системы заводнения

С целью опытной закачки воды в продуктивные горизонты под нагнетание в 2009 г. была переведена скважина 1003 с начальной приемистостью 759 м3/сут. Всего за два года было закачано 226 тыс. м3 воды, за 2011 г. - 59 тыс.м3, в результате чего текущая компенсация составила 64,2%, накопленная - 15,1%.

Основными реагирующими скважинами являются скважины МСП-10 - 1013, 1014, 1016. Как показывает анализ результатов замеров пластового давления в 2010 г. отмечался рост пластового давления на 3-16 ат, но в 2011 в связи с уменьшением объемов закачки воды пластовое давление снизилось на 4-8 ат.

С целью оценки эффективности влияния закачки на реагирующие скважины также проводилось сопоставление динамики добычи нефти и жидкости до и после перевода под нагнетание скважины 1003. По результатам анализа отмечается следующее:

отсутствие изменений в динамике добычи по скважине 1013;

увеличение обводненности добываемой продукции скважины 1014 с 6,42% в 2009 г. до 18,3% в 2011 г. и увеличение дебита скважины по нефти с 43,4 т/сут. до 83,9 т/сут. в 2010 г. с последующим его падением до 47,8 в 2011 г.;

незначительное увеличение обводненности в скважине 1016 и дебита по нефти с 17,8 т/сут. до 29,2 т/сут.


Анализ выработки запасов нефти

Северный и Центральный участки рассматриваются совместно, поскольку достаточно четкой границы между ними не выделяется.

Величина утвержденных НГЗ категорий (P1+P2) составляет 19327 тыс. т, НИЗ - 777 тыс. т. Всего с начала разработки из данного эксплуатационного объекта добыто 836,5 тыс. т. Текущее значение КИН составляет 0,043 д. ед., темп отбора от НИЗ за 2011 г. составил 6,4%. Отбор от НИЗ по верхнему олигоцену превысил 100%, что указывает на более благоприятные условия разработки, чем было заложено в технологической схеме.

Следует отметить, что продуктивные отложения верхнего олигоцена на Северном и Центральном участках всегда рассматривались, как возвратный эксплуатационный объект и фонд скважин увеличивается только по мере их выбытия с нижележащих эксплуатационных объектов.

Низкая активность законтурной области и отсутствие до 2009 г. системы ППД определяют характер обводнения залежей верхнего олигоцена и низкие значения текущей обводненности - 7,8%.

Анализ результатов интерпретации PLT (8 скважин) показывает, что выработкой охвачены только II и III горизонты. По данным PLT обводнение скважины 1016 преимущественно происходит по нижней части III горизонта, что соответствует интервалам закачки воды в нагнетательную скважину 1003, указывая на их взаимодействие.

Южный участок

Характеристика фонда скважин

Фонд Южного участка верхнего олигоцена состоит из двух скважин: 16БТ и 1207. В 2011 году скважина 16БТ введена из консервации в добывающий фонд и является действующей. Скважина 1207 была введена в эксплуатацию из бурения 23.07.2011 г. с начальным дебитом 6,0 т/сут. безводной нефти. С 26.10.2011 г. скважина 1207 находится в бездействии. Скважина 441, находящаяся в эксплуатации с 2007 г., переведена в добывающий фонд Южного участка нижнего миоцена.

Динамика технологических показателей разработки

Залежь верхнего олигоцена Южного участка разрабатывалась с 2007г. одной скважиной 441 с дебитом нефти 0,1 т/сут.

В течение 2011 г. тремя скважинами, перебывавшими в эксплуатации, по залежи было добыто 4,8 тыс. т безводной нефти и 0,63 млн.м3 газа. Средний дебит скважин составляет 14,1 т/сут.

Разработка ведется на естественном режиме.

Анализ выработки запасов нефти

На Южном участке величина НГЗ составляет 1693 тыс. т., извлекаемых - 94 тыс. т. Всего из верхнего олигоцена на Южном участке отобрано около 4,8 тыс. т, текущий КИН - 0,003 д. ед., остаточные извлекаемые запасы - 89 тыс. т. До ввода новых скважин в 2011 г. накопленная добыча составляла 0,3 тыс. т.

Исследования методом PLT на Южном участке проводились в скв.16-БТ, в которой приток нефти наблюдался в интервале абс. отм. - 3572-3729 м, приток нефти с небольшим количеством воды - в интервале - 3756-3762 м.

Учитывая незначительную величину начальных геологических запасов, дальнейшая разработка верхнего олигоцена рекомендуется осуществлять возвратным фондом скважин.

Северо-Восточный участок

Характеристика фонда скважин

На залежи верхнего олигоцена по состоянию на 01.01.2012 г. числятся две действующие добывающие скважины - 20БТ и 123.

Скважина 123 введена в эксплуатацию из бурения 15.08.2011г. с начальным дебитом нефти 219,0 т/сут. при обводненности 2,0%. На 01.01.2012г. текущий дебит и обводненность составили 93,5 т/сут. и 0,6% - соответственно.

Динамика технологических показателей разработки

Залежь введена в разработку в декабре 2010г. путем перевода скважины 20-БТ с фундамента, ввиду низкой ее продуктивности.

За прошедший год по залежи добыто 27,3 тыс. т нефти, 27,7 тыс. т жидкости и 60,9 млн. м3 газа. Средний дебит скважин по нефти 58,2 т/сут. Среднегодовая обводненность - 1,3%.

В октябре 2011г. на скважине 20БТ проведены мероприятия по ГРП в результате чего её дебит вырос с 14,0 до 164,0 т/сут. Текущий дебит нефти - 28,2 т/сут., при обводненности 3,0%.

Накопленная добыча нефти на 01.01.2012г. составила 28,2 тыс. т.

Анализ выработки запасов нефти

По продуктивным горизонтам Северо-Восточного участка величина запасов составляет: начальные геологические - 10748 тыс. т (категории Р1+Р2), извлекаемые - 1947 тыс. т. Накопленная добыча нефти на 01.01.2012 г. составила 28,2 тыс. т, темп отбора от НИЗ - 1,4%, текущий КИН - 0,003 д. ед.


1.3.2 Нижний Олигоцен

Нефтеносные горизонты в нижнем олигоцене выделяются на четырех участках: Северный, Северо-Восточный, Западный и Южный. В эксплуатации находятся все участки, кроме Южного.

Разработка данного объекта была начата на Северном участке в 1987 году. На 01.01.2012 г. в общем фонде нижнего олигоцена числится 68 скважин. Добывающий фонд включает 48 единиц (47 скважин действующих и одна - в бездействии), нагнетательный фонд - 13 действующих скважин, ликвидированных - 7 скважин. Наблюдательных и в консервации скважин нет.

Максимальный годовой уровень добычи нефти в 733,3 тыс. т. был достигнут в 2004г. Добыча нефти в 2011 г. составила 468,3 тыс. т, жидкости 616,7 тыс. т. Средняя обводненность добываемой продукции скважин достигла 24,1% (таблица I.2). Средний дебит скважин по нефти и жидкости в 2011г. составил 28,5 т/сут. и 37,5 т/сут. соответственно.

НГЗ категорий Р1+Р2 в отложениях нижнего олигоцена подчитаны в количестве 67286 тыс. т, извлекаемые - 13550 тыс. т. Накопленная добыча нефти составляет 11277 тыс. т, текущий КИН - 0,168 д. ед., остаточные извлекаемые запасы - 2278 тыс. т. В таблице 1.5 приведены показатели выработки запасов верхнего олигоцена.


Таблица 1.5

Показатели выработки запасов нефти залежей нижнего олигоцена


Северный участок

Северный участок системой разрывных нарушений делится на три блока: I, II и III. По результатам переинтерпретации сейсмических материалов границы и площади этих блоков претерпели изменения за счет изменения системы основных нарушений. По данным детальной корреляции внутри комплекса на Северном участке выделены продуктивные горизонты: XI, X, IX, VIII, VII и VI, разрабатываемые совместно.

Характеристика фонда скважин

На 01.01.2012 г. в общем фонде Северного участка числится 66 скважин. Добывающий фонд включает 46 скважин, из которых 45 - действующих и одна бездействующая, в нагнетательном фонде - 13 действующих скважин, ликвидированы семь скважин.

За рассматриваемый период разработки произошли следующие изменения в фонде скважин нижнего олигоцена:

переведены с других объектов разработки:

скважина 700 из добывающего фонда Северного участка верхнего олигоцена переведена в нагнетательный фонд Северного участка нижнего олигоцена;

скважина 911 из нагнетательного фонда Центрального блока фундамента переведена в добывающий фонд Северного участка нижнего олигоцена.

Динамика технологических показателей разработки

Максимальный годовой отбор нефти достигнут в 2004 году (733,3 тыс. т) после чего началось плавное снижение дебитов как по нефти так и по жидкости при росте обводнения. Поддержание добычи нефти на достаточно постоянном уровне обеспечивается, в основном, увеличением фонда эксплуатационных скважин и проведением ГТМ.

За 2011 г. из залежи нижнего олигоцена добыто 464 тыс. т нефти, 164,8 млн. м3 газа и 612 тыс. т жидкости. По состоянию на 01.01.12 г. накопленная добыча нефти составила 11272 тыс. т. Среднесуточный дебит нефти скважин составил 29 т/сут. при обводненности 24,2 %.

Залежи нефти I блока введены в разработку в 1987 г. Максимальный годовой уровень добычи нефти в 284,6 тыс. т был достигнут в 1989 г. В последующий период, вплоть до 2011 г., годовые уровни добычи нефти, благодаря вводу новых скважин, операциям по ГРП и ОПЗ, переводу скважин на газлифтный способ эксплуатации, поддерживались на уровне около 70 - 100 тыс. т. За 2011 г. добыча нефти составила 62,0 тыс. т, жидкости - 98,6 тыс. т. С начала разработки добыто 2953,9 тыс. т нефти и 3287,6 тыс. т жидкости. Средний дебит нефти составил 12,6 т/сут. при обводненности 37%.

В апреле 1988 г. в разработку вводятся продуктивные горизонты II блока. Максимальный уровень добычи нефти приходится на 2004 г. и составил 643,2 тыс. т нефти. Период 1998 - 2003 гг. характеризуется нарастанием добычи нефти до максимального уровня, что связано с вводом новых скважин, переводом добывающих скважин на газлифт, успешным проведением ОПЗ. Затем годовая добыча падает и составляет в 2011г. 374,9 тыс. т нефти. Накопленная добыча нефти - 7856,8 тыс. т, жидкости - 8760,9 тыс. т. Текущий дебит нефти составил 37,8 т/сут. при обводненности 22,9%.

В 1993 г. начата разработка нефтяных залежей III блока. Скважины вводились в эксплуатацию фонтанным способом с дебитами от 50 до 345 т/сут. безводной нефти. Их эксплуатация сопровождалась резким падением дебита и быстрым нарастанием газового фактора, причиной которых являлось снижение пластового давления в зонах дренирования. Работы по интенсификации притока существенного влияния на увеличение дебитов не оказали. В настоящее время на III блоке эксплуатируются три добывающие скважины. Максимум годовой добычи нефти приходился на 1996 г. и составил 43 тыс. т. В 2011 г. годовая добыча нефти составила 27,06 тыс. т, жидкости - 27,6 тыс. т. С начала разработки добыто нефти - 460,2 тыс. т, жидкости - 486,6 тыс. т. Средний дебит нефти, по сравнению с предыдущим годом, увеличился и составил 25 т/сут. при обводненности 2,1%.

Анализ системы заводнения

Первоначально продуктивные отложения нижнего олигоцена предусматривалось разрабатывать по трехрядной системе разработки с размещением скважин по схеме 600x600 м (расстояние между нагнетательными скважинами 300 м).

После открытия фундамента по результатам проведения многовариантных технико-экономических расчетов, для нижнего олигоцена была рекомендована семиточечная площадная система, с расстоянием между скважинами 600х600 м в сочетании с повышенными давлениями нагнетания и с последующей ее трансформацией в избирательную систему разработки на отдельных участках по мере уточнения геологического строения.

На практике реализовать запроектированную систему разработки оказалось затруднительным и, в настоящее время, эксплуатационный объект разрабатывается по неравномерной сетке с применением избирательного заводнения.

Всего в 2011г. в пласт закачано 1126,6 тыс. м3 воды, что довело значение текущей компенсации до 116,4%. Средняя приемистость нагнетательных скважин 302 м3/сут. Накопленная закачка составляет 16123 тыс.м3.

Внедрение системы заводнения начато на второй год разработки (1989 г.), но основная часть проектного фонда нагнетательных скважин была введена в эксплуатацию к 1999 г., т.е. через 11 лет после начала разработки. К этому времени пластовое давление по продуктивным горизонтам приблизилось к давлению насыщения, а по некоторым из них снизилось ниже критического значения. Избирательный ввод нагнетательных скважин позволил интенсифицировать процесс разработки, увеличить и стабилизировать значение пластового давления выше давления насыщения. Однако, реализуемая на практике система разработки характеризуется существенной недокомпенсацией отборов жидкости закачиваемой водой на протяжении всего периода разработки, как в целом по залежи, так и по отдельным блокам.

Наиболее интенсивно система разработки реализована на II блоке, который является самым крупным по запасам и площади из разрабатываемых. Здесь сосредоточено основное количество нагнетательных скважин, поэтому остальные блоки характеризуются более низкими показателями разработки и охвачены воздействием в меньшей степени. С начала разработки в закачке перебывало 11 скважин. На дату анализа действующий фонд нагнетательных скважин составляет 9 единиц. Всего было закачано на 01.01.2012 г. 10898,9 тыс. м3, за 2011 г. - 763,6 тыс.м3. Текущая компенсация составила 98,7%, а накопленная - 73,7%.

За весь период разработки в I блоке нижнего олигоцена в нагнетании перебывало пять скважин. Первая нагнетательная скважина 107 была введена в эксплуатацию в 1988 г., собственно, и, закачавшая максимальный объем воды. На данный момент действуют три нагнетательных скважины: 14, 62, 908. За 2011 г. в них было закачано 133,3 тыс. м3, при накопленной закачке воды в 3868,5 тыс.м3. Текущая и накопленная компенсация составили 91,2 и 69,7%, соответственно.

В III блоке за весь период в работе перебывало всего две нагнетательные скважины (1003 и 1107), и закачано 670,3 тыс.м3. В 2005 - 2006 гг. закачка воды была прекращена по причине снижения отборов нефти. По состоянию на 01.01.2009 г. эксплуатируется скважина 1107 с приемистостью 707 м3/сут. Накопленная закачка составляет 1355,2 тыс. м3, текущая за 2011 г. - 229,7 тыс.м3. Текущая и накопленная компенсация - 474,7 и 161,5%, соответственно

Основной причиной недостаточной эффективности внедрения системы воздействия в нижнем олигоцене является несоответствие требованиям подбора и размещения ряда нагнетательных скважин, приуроченных, главным образом, к низкопродуктивным прерывистым зонам и вскрывающих не весь интервал продуктивного разреза. Таким нагнетательным скважинам, как правило, соответствуют низкие значения приемистости, что оказывает воздействие только на ограниченный объем продуктивных пластов.

Анализ выработки запасов нефти

НГЗ нижнего олигоцена на Северном участке утверждены в количестве 53415 тыс. т (категории Р1+Р2), извлекаемые - 13550 тыс. т.

Накопленная добыча нефти с начала разработки по нижнему олигоцену составила 11272 тыс. т, темп отбора от НИЗ - 3,4%, текущее значение КИН - 0,211 д. ед. Показатели выработки запасов нефти залежей нижнего олигоцена по блокам представлены в таблице 1.7.

Удовлетворительными показателями выработки запасов характеризуются только I и II блоки. Основной объем остаточных запасов сосредоточен в низкопроницаемых и прерывистых коллекторах III блока с общей нефтеотдачей менее 5%.

Промыслово-геофизические исследования проводились в 54 скважинах, из них 10 в нагнетательных. Основным интервалам притока нефти соответствуют наиболее выдержанные по площади VII, VIII, IX и X горизонты, VI и XI горизонты охвачены разработкой в меньшей степени. В нагнетательных скважинах заводнением охвачены также VII, VIII, IX и X горизонты, частично VI горизонт.


Таблица 1.6

Показатели выработки запасов нефти блоков Северного участка нижнего олигоцена


Обводнение добывающих скважин зависит от их расположения относительно нагнетательных скважин и наличия связи между ними, поскольку водонапорная система отсутствует или характеризуется низкими фильтрационно-емкостными параметрами. Среднее значение обводненности продукции скважин на нижнем олигоцене в настоящий момент составляет 24,2%, по I, II и III блокам - 37,0, 22,9 и 2,1%, соответственно. Вода в продукции скважин появилась на третий год после начала закачки. Текущие низкие значения обводненности объясняются незначительными объемами закачиваемой воды, сложным геологическим строением залежей, влияющими на условия вытеснения нефти водой. По данным проведения PLT основная часть притоков воды отмечается по IX и X горизонтам.

Северо-Восточный участок

Северо-Восточный участок является продолжением III блока Северного участка. По результатам корреляции на участке выделены VII, VIII, IX, X, XI горизонты.

Разработка залежей нефти в отложениях нижнего олигоцена на Северо-Восточном участке по причине незначительных запасов нефти, до получения дополнительных данных, в рамках проекта ранней эксплуатации не рассматривалась.

Залежь введена в разработку в сентябре 2011 года.

Фонд скважин нижнего олигоцена Северо-Восточного участка состоит из одной добывающей скважины 122, которая была введена в эксплуатацию на фундамент после бурения 23.04.2011г. с начальным дебитом нефти 5,0 т/сут. при обводненности продукции 0,0%. 11.09.2011г. скважина переведена на нижний олигоцен. Начальный дебит на нижнем олигоцене после проведения ГРП составил 134,0 т/сут. безводной нефти.

За прошедшие четыре месяца эксплуатации в 2011 г. добыто 4,3 тыс. т нефти и 4,5 тыс. т жидкости. Средний дебит скважины по нефти - 38,9 т/сут., по жидкости - 40,6 т/сут. Обводненность добываемой продукции 4,2%. Основные показатели разработки представлены в таблице 3.5.

НГЗ по участку составляют 6633 тыс. т. Всего с начала разработки добыто 4,3 тыс. т, текущий КИН - 0,001 д. ед.

Западный участок

Разработка залежи нижнего олигоцена на Западном участке проводилась три года, начиная с 2009г. одной скважиной 450. В проектной документации разработка Западного участка не предусматривалась.

По состоянию на 01.01.2012г. общий фонд Западного участка состоит из одной действующей добывающей скважины 450.

Накопленная добыча нефти составила 0,98 тыс. т, жидкости - 1,69 тыс. т, обводненность достигла величины 91,6%.

Годовая добыча нефти в 2011г. составила 0,03 тыс. т, жидкости 0,41 тыс. т, при средних дебитах скважины 0,1 т/сут. по нефти и 1,1 т/сут. по жидкости.

На западном участке из-за невозможности разделения комплекса на горизонты, как объект подсчета рассматривался весь комплекс. НГЗ на участке составляют 5327 тыс. т, текущий КИН - менее 0,001 д. ед.

Дальнейшая разработка отложений нижнего олигоцена на участке не предусматривается по причине получения низких дебитов, как по разведочным скважинам, так и по эксплуатационным.

Южный участок

На южном участке в нижнеолигоценовом комплексе выделяется только IX горизонт. На данном участке пробурено 5 скважин, но испытания не проводились. Присутствие пород-коллекторов участка установлено по материалам ГИС. НГЗ подсчитаны в количестве 1911 тыс. т.

Перспективы разработки нижнего олигоцена на Южном участке будут рассмотрены при составлении уточненной технологической схемы.




ГЛАВА 2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО МЕТОДА С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР


Как говорилось выше, существуют три группы методов повышения нефтеотдачи: группа тепловых методов, группа газовых методов и группа методов химии и биохимии [1]. Технология применения физико-химического и микробиологического комплекса относится к третьей группе.


.1 Термические методы и комбинированные термические методы


До недавнего времени термические методы повышению нефтеотдачи составляли около 50% от общего количества методов, смешивающиеся методы - около 45%, химические - биохимические методы составляли лишь около 5% [2].

Термические методы основаны на механизме термического нагрева нефти с целью снижения вязкости нефти. Методы применяются для извлечения тяжелой нефти и супертяжелой нефти с удельной плотностью меньше 20oAPI. Тепло выделяется благодаря сжиганию самой нефти или за счет химических реакций между закачанными реагентами. Такие методы очень сложны, трудно контролируемы, могут привести к повреждению резервуара, коррозии, образованию большого объема газа. Методы требуют больших инвестиций, дополнительных затрат на оборудование. В настоящее время их применение значительно снизилось.

Методы нагнетания водяного пара и закачки горячей воды более популярны и применимы. Процедура нагнетания пара следующая: сначала пар с высокой температурой вводится во все скважины в необходимой области, затем скважины закрывают на некоторое время для осуществления теплопередачи, после прогрева пласта скважины открывают для извлечения нефти. Технологический процесс циклически повторяется (циклическое стимулирование пластов водяным паром). Ограничением данного метода является то, что воздействие осуществляется только на призабойную зону скважины.

Комбинированные термические методы применяются в настоящее время. После стимулирования пласта нагнетанием пара, может закачиваться СО2, поверхностно-активные вещества, комбинация методов, что позволяет достичь высоких экономических показателей. Нагнетание горячей воды после стимуляции паром может сочетаться с полимерами и поверхностно-активными веществами, особенно при гравитационном режиме извлечения с помощью пара (Steam assisted gravity drainage - SAGD) при небольшом расстоянии между двумя горизонтальными скважинами.

Методы нагнетания пара являются сложными в применении, требуется большое количество энергии для нагрева воды (пара). Методы нагнетания пара могут быть применены не только к тяжелой нефти в таких областях, как Оригоко - Венесуэла, Тан Линь - Китай, а также распространяются и для лёгкой нефти в низкотемпературных пластах, где можно также достигнуть высокого коэффицента нефтевытеснения.

Во Вьетнаме, некоторые физическо - химические тепловые методы были с успехом применены при обработке призабойных зон добывающих скважин месторождения "Белый тигр", но данные обработки относятся к методам интенсификации.


.2 Смешивающиеся и комбинированно-смешивающиеся методы


Данные методы получили быстрое развитие. Закачка растворителей позволяет полностью смешиваться вытесняющему агенту с нефтью и преодолевать капиллярные силы. Теорретически коэффициент нефтевытеснения может достигать 100% в районах, где растворители полностью контактируют и смешиваются с нефтью. Эффективными растворителями, используемыми в настоящее время, являются: сжиженный газ, обогащённый газ, CO2, попутный нефтяной газ, спирты. Использование типа растворителей зависит от их источника, от технико-экономической эффективности. Например в Канаде имеются большие запасы природного газа, в США в западных штатах находится большое количество СО2, что и является определяющим при выборе типа растворителя. Попутный нефтяной газ может храниться как в нефтяных, так и газовых месторождениях и использоваться для увеличения нефтеотдачи пластов. Проекты хранения и применения данного типа газов в настоящее время развернуты в США и Западной Европе.

Система поддержания пластового давления с целью обеспечения эффективного смешивания растворителя с нефтью должна быть рассчитана для конкретно применяемого растворителя и пласта. Так применение СО2 рекомендуется при давлении 130-200 атм (давление растворения), а гидрокарбонатов - при давлении от 250 атм и выше [3].

Самой большой проблемой смешивающегося вытеснения является то, что вязкость растворителя значительно меньше, чем вязкость нефти. Плотность растворителя также в несколько раз меньше плотности нефти в пласте. При наличии в пласте неоднородностей по проницаемости, физические свойства растворителя (вязкость и плотность) существенно влияют на коэффициент вытеснения. Для увеличения коэффициента вытеснения в данном случае необходимо применение комбинированого нагнетания растворителей и реагентов, приготовленных на основе поверхностно-активных веществ и растворов полимеров. Одним из комбинированных методов является In-situ, гелевая композиция. Биополимерные гели также имеют высокие вытесняющие способности [4].


.3 Химические, биохимические и комбинированные методы


По результатам исследований и испытаний на месторождениях СП «Вьетсовпетро» данные методы являются наиболее подходящими для месторождения Белый Тигр. Физико-химические микробиологические комплексы (ФХМК) принадлежат к этой группе. Производство данных комплексов связано с продукцией химической и микробиологической переработки.

Для данной группы методов используются следующие реагенты:

Полимеры;

ПАВ;

Различные типы органических растворителей;

Химреагенты биотехнологического происхождения, в том числе и микробиотехнологического происхождения;

Органические и неорганические щелочи.

Комплексными вариантами являются:

Различные комбинации ПАВ (композиции - Surfactant Composition);

ПАВ в сочетании с алкоголями и добавками;

Нагнетание ЩПП (щелочь-ПАВ-полимер);

Нагнетание МП (мицеллярно-полимерное воздействие).

Методы применяются в зависимости от конкретных условий. В случае высокой температуры, солённости и жёсткости пластовой воды, необходимо добавлять к закачиваемому флюиду определенные реагенты с целью сохранения функциональной активности главных компонентов. Для применения в данных условиях имеется много разных типов поверхностно-активных веществ. Полимеры имеют ограниченную область применения, и только часть из них может применяться в жестких условиях. К полимерам, эффективно используемым при увеличении нефтеотдачи, относятся: ксантановая камедь, склероглюканы, PHPA и т.д.

Комбинирование полимерных и поверхностно-активных веществ является перспективным направлением. Щелочные агенты вытеснения, как правило, используются только для пресноводных пластов (низкая минерализация), а при высокой минерализации (морская вода) происходит осаждение ионов редкоземельных элементов, таких как магний, кальций и т.д. Использование биополимеров в качестве селективной изоляции воды является более эффективным, чем применение химических полимеров.


.4 Основные механизмы вытеснения нефти физико-химическим микробиологическим комплексом


ФХМК технология относятся к химической и биохимической группе, имеет такие же механизмы вытеснения.

Коэффициент нефтеотдачи может выражаться следующим уравнением:


h = hохв hвытhконт (2.1)


Где, hохв - коэффициент охвата характеризуется объемным углом, который может обеспечиваться вытесняющим флюидом и зависит от соотношения вязкости вытесняющего и вытесняемого флюида. Чем больше вязкость вытесняющего флюида, тем больше объемный угол охвата, соответственно больше hохв.

hконт - коэффициент контакта показывает величину взаимодействия (контакта) вытесняющего флюида с нефтью в области охвата залежи. Коэффициент зависит от характеристик залежи в области охвата - пористости, проницаемости и.т.д. Внутри области охвата, вытесняющий флюид не может занимать все пространство где содержится нефть. В залежи область контакта всегда меньше, чем область охвата.

hвыт - коэффициент вытеснения характеризуется тем, как хорошо вытесняющий флюид отмывает нефть из области контакта. Коэффициент зависит от характеристик вытесняющего флюида, нефти и залежи. Повышение коэффициента нефтеотдачи h происходит за счет целесообразного увеличения коэффициента охвата hохв, коэффициента вытеснения hвыт и коэффициента контакта hконт, что является целью химической и биохимической технологии. Для увеличения этих коэффициентов необходимо повысить вязкость и снизить межфазное натяжение пластовых жидкостей. Для этих целей обычно используются композиции полимера и поверхностно-активных веществ (ПАВ). В зависимости от конкретных условий, вязко-образующими компонентами комплексов могут быть гели или эмульсии поверхностно-активных веществ.

Сочетание ПАВ могут уменьшить поверхностное натяжение флюидов в 10 тысяч раз. В результате этого в процессе вытеснения измененяется физико-химическая взаимосвязь между поверхностью породы пласта и вытесняющим флюидом. Повышение смачиваемости поверхности породы приводит к увеличению вытеснения нефти.

Процесс можно коротко описывать следующим образом:

На определенном этапе заводнения, эффективный объем охвата пласта сокращается, и нефть остается на поверхности капилляров. В процессе вытеснения поверхностно-активные вещества повышают смачиваемость поверхности породы пласта, при этом уменьшается угол смачиваемости q в модели 2-фазного контакта твердое тело - жидкость - жидкость (Рис. 2.3). Таким образом, целики нефти, находящиеся на поверхности породы коллектора будут легко вытесняться закачиваемым агентом.


Рис. 2.3 Модели 2-фазного контакта твердое тело - жидкость - жидкость


В мелких каналах нефть находится в так называемых «капиллярных ловушках». Закачиваемая вода, как правило, не может вытеснить нефть из "капиллярной ловушки", но в присутствие ПАВ нефть вытесняется более легко. Объяснение механизма вытеснения показано на рис. 2.4. Угол фазового контакта (q1-угол смачиваемости) сводится к минимуму, что приводит к уменьшению расстояния r (верхняя точка контакта фазы) и к уменьшению расстояния r1 (нижняя точка контакта фазы), а также к уменьшению давления на стенку капилляра в этой области (в герметичной ёмкости, чем больше радиус, тем больше давление и наоборот). Происходит деформация капли нефти в той стороне, где присутствует ПАВ, она занимает меньшую поверхность. Таким образом, капля нефти легко вытесняется из ловушки капилляра пласта с меньшим давлением, чем без ПАВ.

В процессе заводнения залежи, в зонах, близко расположенных к нагнетательным скважинам, остаточная нефть часто остается неподвижной на поверхности больших и средних капилляров. ПАВ вытесняет (отмывает) эту остаточную нефть по направлению к добывающим скважинам, при этом происходит совместное движение жидкости с поверхности породы и мелких капилляров. Данный процесс приводит к снижению текущей обводнености.


Рис. 2.4 Модель капли нефти в ловушке микро-капилляров пласта


Но раствор ПАВ с низкой концентрацией, не приводит к увеличению коэффициента охвата, кроме того, он может уменьшить этот коэффициент (Рис. 2.5). Связано это со снижением вязкости вытесняющего флюида и увеличением его подвижности, что облегчает его движение по высокопроницаемой зоне к добывающим скважинам.

Вязкий флюид способствует выравниванию профиля приёмистости воды, увеличивая коэффициент контакта, что приводит также к уменьшению обводненности в добывающих скважинах (Рис. 2.6). Эксперименты по вытеснению нефти на модели пласта показали, что время прорыва воды в модели с использованием раствора полимера в 1,5-1,8 раза (в среднем в 1,65) медленнее, чем в модели с использованием обычной воды.


Рис. 2.5 ПАВ повышает коэффициент вытеснения, уменьшает конечную нефтенасыщенность


Рис. 2.6 Полимер улучшает профиль приёмистости воды, повышая коэффициент охвата и коэффициент контакта


Рис. 2.7 Соотношение между капиллярным числом Nc и остаточной нефтенасыщенностью, % (SOR - saturated oil residues)


Для прогноза увеличения нефтеотдачи проводят расчет эффективности вытесняющих агентов.

Одним из важных параметров является капиллярное число Nc:


(2.2)


Где: m - вязкость вытесняющего флюида;

u - скорость вытесняющего флюида;

s - поверхностное натяжение вытесняющего флюида;

Cos q - кoсин угла смачивания q.

Капиллярное число отражает взаимосвязь между силой вязкости и капиллярной силой. При этом если сила вязкости преобладает, то капиллярное число большое. Если преобладает капиллярная сила, то капиллярное число малое. Если сила вязкости преобладает над капиллярной силой, удерживающую каплю нефти в "микрокапиллярной ловушки", то капля нефти вытесняется из капилляра. Линия, показанная на Рис. 2.7, называется кривой капиллярного насыщения (CDC- capillary desaturation curve). Остаточная нефтенасыщенность сохраняется постоянной при небольшом капиллярном числе, снижение происходит при определенном значении капиллярного числа, эта величина называется критическим капиллярным числом. При обычном нагнетание воды, Nс находится в диапазоне 10-6, и для повышения эффективности добычи нефти необходимо увеличить Nс примерно до 10-3 (Рис. 2.7). Для увеличения числа Nс необходимо увеличить скорость нагнетения n, но существуют ограничения по давлению и расходу закачки. Уменьшение поверхностного натяжение s и увеличение вязкости m возможно путём повышения концентрации ПАВ и полимера в вытесняющем флюиде. Повышение концентрации полимера должно быть оптимальным, так как существуют ограничения по давлению и расходу нагнетаемой жидкости.

Корреляция между капиллярным числом Nc и остаточной нефтенасыщенностью (SOR) показана на Рис. 2.8.


Рис. 2.8 Взаимосвязь между капиллярным числом Nc и остаточной нефтенасыщенностью (SOR)


Из-за того, что нельзя измерить угол q в пласте, при вычислении Nc обычно допускают, что Сos q равен единице и получают относительные значения для сравнения эффективности вытеснения флюидов.

Отношение подвижности (M) сильно влияет на эффективность охвата особенно для обводнённого пласта. Для пятиточечной модели, эффективность горизонтального охвата (Areal sweep efficiency - ASE) больше 95% при M = 0,2; а при M = 1,0 ASE снизилась до 67%; и если M = 10 то ASE осталась только 50%. Отношение подвижности (M) обычно больше единицы, так как вязкость воды меньше, чем вязкость нефти (данное условие приводит к прорывам воды в направлении вектора отбора жидкости и вызывает обводнение скважин).

Таким образом, для снижения отношения подвижности необходимо повысить вязкость вытесняющей жидкости, чтобы ее подвижность (lw):


(2.3)


Снизилась по сравнению с подвижностью нефти (lo):

(2.4)


Т.е., необходимо уменьшить соотношение:


(2.5)


Но значения lw и lo еще зависят от водо - и нефтенасыщенности. В зоне контакта нефть - вода, lw и lo будут иметь разные значения.

В приведенных выше выражениях;

kw - относительная проницаемость воды;

ko - относительная проницаемость нефти;

mw - эффективная вязкость воды;

mo - эффективная вязкость нефти.

При ПАВ заводнении и при SP заводнении необходимо принимать во внимание, что ПАВ может уменьшать вязкость вытесняющего флюида, и это значит ПАВ может повышать ее подвижность. Все залежи нефти неоднородны по проницаемости и по пористости в различной степени. К тому же, в процессе разработки, эффективная проницаемость пласта меняется и различается в различных зонах пласта, особенно в пластах с обводненными скважинами. В этом случае вертикальный и горизонтальный охваты сужаются и обводненность развивается очень быстро. Поэтому необходимо нагнетание с полимером для расширения охвата и образования нового профиля вытеснения.



2.5 Результаты исследования технологии физико-химического и микробиологического воздействия для увеличения нефтеотдачи


В комплексной технологии использованы некоторые чистые химические продукты и биохимические препараты микробного происхождения. Химическими продуктами являются анионогенные, неионогенные поверхностно-активные вещества. Биохимические продукты - это два алкоголя, синтезированные микроорганизмами. ФХМК включает в свой состав поверхностно-активные вещества, а также ингредиенты для термической защиты. В составе объединены компоненты для получения геля с очень высокой концентрацией ПАВ (60%). Гели могут быть приготовлены с большим диапазоном вязкости (от 30сСт до 180 сСт). Таким образом, эти гели могут увеличивать коэффициент вытеснения, коэффициент охвата и коэффициент контакта. Благодаря очень высокой концентрации поверхностно-активных веществ создается возможность экономить объёмы при хранении, перевозке, закачке композиции, что снижает затраты при шельфовой технологии разработки.

Комплексная технология была успешно испытана на участке нагнетательной скв.74 - добывающих Скв. 117 и 705 Северного свода нижнего миоцена месторождения Белый Тигр (Отчёт по контракту №: 0230/06/Т05 /VSP-DMC 26.04.2006). Было закачано 67 тонн ФХМК в нагнетательную скважину 74 (Рис. 2.9).


Рис. 2.9 Добыча нефти по кривым падения нефтеотдачи на участке нагн. Скв. 74 - Доб.Скв. 117 и 705.


По результатам промышленных испытаний сделаны следующие выводы:

·Cредний прирост нефтеотдачи, рассчитываемый от сентября 2006г до конца сентября 2007 г составил 1496 тонн нефти, что эквивалентно 9,7% от текущей добычи нефти. Срок эффективного действия первой закачки длился 13 месяцев.

·Применение "Технологии повышения нефтеотдачи терригенных резервуаров с использованием физико-химического и микробиологического комплексного метода" по условиям контракта -0245/09/T-N6/VSP5-TTUDCN.VPI подтверждает развитие и совершенствование ФХМК технологии.


Рис 2.10 Добыча нефти по кривым падения нефтеотдачи в участке доб. скв. 60, 98, 806, 815, 816, 817


На втором этапе промышленных испытаний в результате прироста нефтеотдачи на участке залежи нижнего миоцена получено 8577 тонн дополнительно добытой нефти. Этот результат открывает перспективы для применения технологии ФХМК с целью повышения нефтеотдачи на месторождениях СП «Вьетсовпетро».

Результатом второго испытания (контракта HD 0979/11/T-N6/VSP5- EPC.VPI) является усовершенствование технологии увеличения нефтеотдачи терригенных залежей Белый Тигр комплексными физико-химическими и микробиологическими методами для использования в более жестоких условиях залежи Олигоцена.




ГЛАВА 3. ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ, ФУНКЦИИ, ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ И МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА, МЕХАНИЗМЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ФХМК


3.1 Химреагенты применяемые для приготовления ФХМК и их функции


A. Нонилфенол этоксилат (НП-9) с химической формулой:

CH3(CH2)8 C6H4(CH2O)9OH или:



Это неионогенный ПАВ, товарный продукт содержит около 96-98% основного компонента. Функция: Он снижает поверхностное натяжение вытесняющего флюида и повышает солестойкость комплексного ПАВ. Комбинируется с анионными активными веществами и добавками для образования вытесняющих флюидов, устойчивых к морской воде при высокой температуре, что соответствует условиям добычи нефти на шельфовых месторождениях. Общий объем NP-9 составляет 58 тонн, что эквивалентно 36.25%

Б. Альфа олефин сульфонат натрия (сокрашеное название АОС). Химическая формула: CH3-CH=CH-CH- (CH2)n OSO3Na

Это анионное поверхностно-активное вещество, оно более термостойкое, чем неионногенный ПАВ.

Оно снижает межфазное натяжение вытесняющего флюида и повышает термостойкость неионногенного ПАВ. Комбинируется с неионногенными ПАВ активными веществами и добавками для образования вытесняющих флюидов, устойчивых к морской воде при высокой температуре, что соответствует условиям добычи нефти на шельфовых месторождениях. Общий объем товарного AOС составляет 58 тонн, что эквивалентно 36.25%. AOС применяется в высокотемпературных скважинах (1300C-1400C).

В. Микробиологическая композиция №1: Это смесь органических растворителей, продуцируемых бактериями при биохиомической реакции, прошедшая перегонную очистку. Смесь в основном содержит два вида непродовольственных спиртов n-Бутанола и изопропанола:

н-Бутанол (бутан-1-ол, 1-бутанол, н-бутиловый спирт) с химической формулой:

C4H10O или



Изопропанол (2-пропанол, изопропиловый спирт) с химической формулой:

C3H8O или



н-бутанол и изопропанол менее токсичны, чем метанол, но они тоже являются летучими органическими растворителиями. Работать с этим продуктами можно только на хорошо вентилируемых площадках. Избегать контакта с открытым огнем. Химические вещества должны храниться в прочных герметично закрытых ёмкостях.

Общий объем товарного бутанола и изопропанола составляет 20 тонн, что эквивалентно 12,5%. В ФХМ комплексе они гораздо менее летучие, чем в чистом виде.

Функция: Он снижает поверхностное натяжение вытесняющего флюида и повышает термостойкость неионногенного ПАВ, регулирует вязкость ФХМ комплекса, снижает вязкость нефти. Синергетически комбинируется с тиокарбамидом повышая термостойкость ПАВ.

Г. Микробиологическая композиция №2: - Содержит тиокарбамид и воду.

Tиокарбамид является органическим соединением, содержащим кaрбoн, азот, серу и водород с химической формулой: (NH2)2CS, он похож на мочевину, но атом кислорода в его молекуле заменяется на атом серы. Он существует в таутомерной формуле:



Tиокарбамид выпускается основном в Германии, Китае, Японии, около 10 000 т. в год. Необходимо избегать прямого контакта с этим химическим веществом, при работе с тиокарбамидом необходимо пользоваться защитной маской и перчатками. Tиокарбамид также защищает полимер при заводнении.

Функция: Комбинируется со спиртами повышая термостабильность ПАВ. Ограничивает прилипание бактерий к поверхности породы, и особенно, к поверхности стали, что замедляет коррозию. Tиокарбамид составляет 0,43% в ФХМ комплексе, эквивалентно 688кг .


.2 Физико-химические и микробиологические свойства ФХМК


.2.1 Техническая характеристика

Не содержит микробных клеток

Вязкая, прозрачная жидкость, пахнущая спиртом, обладающая гидрофобными свойствами

Плотность при 20oС: 1,02 ¸ 1,03g/cm3

Вязкость при 40oC: 180 ¸ 230 cSt

Лабораторные результаты, показывают, что ФХМ комплекс является продуктом, который изменяет поверхностное натяжение, между водой и нефтью, снижая его.


.2.2 Способность к восстановлению проницаемости после закачивания ФХМ комплекса [11]

ФХМК содержит дистилляты микробной ферментации. Они используются в сочетании с ПАВ, комплекс не содержит бактериальных клеток, можно закачивать несколько раз в одну и туже нагнетательную скважину, не вызывая её загрязнение, и не снижая её приёмистость (Рис. 3.1).


Рис. 3.1 Полное восстановление приёмистости нагнетательной скважины после закачки ФХМК


Восстановление проницаемости доказано экспериментами проведенными на модели пласта:

- Абсолютная проницаемость для морской воды (Iabs):


(3.1)


Где: VW - Объём морской воды, закачиваемой в модель, в промежуток времени DT.

A - Сечение модели.

DP - Разница в давлении у входа и выхода модели.

Процесс проведения эксперимента:

Сначала закачивали морскую воду в модель и вычисляли абсолютную проницаемость по формуле 3.1. Далее, закачивали ФХМ комплекс до постоянной минимальной скорости вытесняемого флюида из стока модели. (насыщение модели). Далее, закачивали морскую воду в модель, до постоянной максимальной скорости вытесняемого флюида из стока модели (восстановление проницаемости).


3.2.3 Критическая мицеллеобразующая концентрация [11]

CMC (сritical micelle concentration) является концентрацией, при которой ПАВ начинает образовывать мицеллы в растворе и поверхностное натяжение резко увеличивается. При более низкой концентрации ПАВ мицеллы не образуются.

Лабораторные результаты эксперимента также показали, что критическая концентрация мицелл - СМС для ФХМ комплекса очень низкая: около 2,5*10-5 процентов (или около 0,25ppm) от ФХМК в морской воде.


3.2.4 Термостойкость, солестойкость ФХМ комплекса [11]

Термостойкость ФХМК определяется измерением значения межфазного натяжения, при создании условий с температурой 140ºС, средней температуры олигоцена. Длительность испытаний составляла 21 сутки. Межфазное натяжение между раствором 0,5% ФХМК и нефтью уменьшилось и незначительно отличалось от межфазного натяжения между морской водой и нефтью (40mN/m), что можно считать одним из доказательств термостойкости ФХМК.

физический химический микробиологический нефть


Таблица 3.1

Результаты тестирования ФХМК (0,5%) в морской воде при 140oC на термостойкость

Сутки0136912151821Пов. натяж., mN/m1,171,572,212.512,622,863,753,763,75

.2.5 Влияние ФХМК на минеральные компоненты пласта

Одной из причин снижения эффекта от применения технологий повышения нефтеотдачи, основанных на химических методах, является взаимовоздействие или реагирование химических реагентов с минеральными компонентами воды и породой пласта. Химические реагенты могут реагировать с минеральными компонентами и осаждаться на поверхности породы пласта. Лабораторные тесты показали, что осаждение химических реагентов в пласте не происходит. Тесты по определению изменения прозрачности раствора ФХМК в присутствии образцов породы проводили при высокой температуре. В качестве образцов породы использовали керн олигоцена. При наличии реакции между ФХМК и керном, прозрачность раствора будет снижаться. Прозрачность раствора ФХМК определяется оптической плотностью OD (optical density).


Таблица 3.2

Измерение прозрачность раствора ФХМК

Сутки0714212835424954OD989896969696969696

Результат измерения показал что, в течение 54 суток, прозрачность раствора ФХМК изменилась незначительно. Это подтверждает, что ФХМК не вступает в реакцию с минеральными компонентами пласта.



3.3 Механизм вытеснения нефти по технологии ФХМК


3.3.1 Механизм вытеснения остаточной нефти с применением ФХМ комплексов

Основной задачей технологии увеличения нефтеотдачи комплексными физико-химическими микробиологическими методами является увеличения коэффициент вытеснения нефти и коэффициента охвата пласта, и как следствие, увеличение КИН.

Композиция ФХМК, по консистенции - гель, закачивается в нагнетательную скважину, т.к. вязкость геля, около 200 сСт, что значительно больше, вязкости морской воды, то коэффициент охвата в призабойной зоне пласта (скважины 116 и 1003, рис 3.4) тоже больше.


Рис. 3.4 Модель вытеснения остаточной нефти в около призабойной зоне


Увеличение коэффициента вытеснения гелем (увеличение hs) в комбинации с ПАВ, приводит к вытеснению остаточной нефти в призабойной зоне нагнетательной скважины и увеличению добычи нефти.

Содержание остаточной нефти в призабойной зоне нагнетательной скважины сильно уменьшится после однократного применения ФХМ комплекса. При последующих обработках, ФХМ комплекс проникнет глубже в пласт, что приведет к вытеснению остаточной нефтенасыщенности из более удаленных областей пласта.

Механизм вытеснения остаточной нефти с использованием ФХМ комплексов был подтвержден в 1991 году путем проведения четырёх экспериментов на моделях пласта коллективом исследователей:

- Из Петровьетнама (Руководитель проекта и специалисты)

Из НИПИ (Руководитель и специалисты Лаборатории)

Из ИХН Сибири - СО РАН (Директор Инст. и специалисты)


Таблица 3.3

Результаты вытеснения остаточной нефти с ФХМК [12]

№ Экспер.ФХМКK нефти/морской воды, %Kab., %Krel.., %1DMCKA157,410,718,62DMCKA243,69,922,73DMCVIS144,013,029,54DMCVIS246,27,917,1

Где: K нефти/морской воды, - Коэффициент вытеснения нефти после закачивания морской воды

Kab - Абсoлютные коэффициенты увеличения нефтеотдачи

Krel. - Относительные коэффициенты увеличения нефтеотдачи

Чтобы проиллюстрировать эффективность вытеснения остаточной нефти с использованием ФХМ комплексов, представлены результаты исследования (рис. 41, страница 109 из доклада "Исследование возможности использования Химико-физического и микробиологического комплексного метода для увеличения нефтеотдачи пластов нижнего миоцена месторождения Белый Тигр" - ПВ 2001 (Рис 3.5) [12].

Применение ФХМ комплекса не приведет к повышению нефтеотдачи в одной скважине за счет падения в какой-либо другой добывающей скважине участка (объекта).



Рис. 3.5 Кинетика вытеснения остаточной нефти с использованием ФХМ комплексов [12]


3.3.2 Композиция полимера и ПАВ заменяется гелем и ПАВ

ФХМК технология принадлежит к химико - биохимическим и комбинированным методам. Цель ФХМК технологии - повысить коэффициент извлечения нефти h (Recovery Factor) за счет увеличения коэффициента вытеснения hвыт, коэффициента охвата hохв и коэффициент контакта hконт (см. 2.1, глава II)

Повысить значения этих коэффициентов можно различными способами, самым лучшим считается сочетание двух элементов - водорастворимого полимера и ПАВ в составе одного вытесняющего агента.

Существуют варианты замены полимера на другое соединение обладающее его основной функцией - повышение вязкости вытесняющего агента, иначе говоря, увеличение коэффициента вытеснения. Это применение гелей, эмульсий, пенных эмульсий, нано-частиц, материалов для селективной изоляции воды и т.д.

Выбранный нами вариант для ФХМК технологии, это использование геля с композицией поверхностно-активных веществ, смешанных поверхностно-активных веществ микробного происхождения и различных добавок.



Рис. 3.6 Вытесняющий агент из полимера и ПАВ заменяется гелем из ПАВ-композицией [8, 9,10]


Из вышеизложенного следует, что путем регулирования содержания компонентов, можно приготовить различные вытесняющие агенты, термостабильные к морской воде. И эти агенты имеют различные вязкости - от 30 cСт. до 180 cСт. В случае нашего проекта, вязкость ФХМ комплекса приблизительна 32сСт. при 40oC. Таким образом, ФХМ комплекс одновременно выполняет две функции - увеличения коэффициента вытеснения hвыт и коэффициента охвата hохв.


3.3.3 Механизм действия при подвижном контакте двух фаз нефть - ФХМ комплекс

Контакт между нефтью и ФХМ комплексом активно изучался в последнее время. В этом разделе, представлены экспериментальные данные, которые показывают, что применение ФХМ комплекса увеличивает коэффициент контакта в выражение (2.1):


h = hохв hвытhконт


и уменьшает отношение подвижности М в выражение (2.5) - Глава II:



Тем самым, увеличивая коэффициент вытеснения. ФХМ комплекс может значительно усиливать смачиваемость поверхности породы пласта.

Эксперимент был проведен и проанализирован следующим образом:

В эксперименте применяли искусственную морскую воду и нефть из скважины 509. Искусственная морская вода приготовлена на основе морской воды месторождения Белый Тигр. В ее состав водит:


ИнгредиентыNaClMgSO4.H2OCaCl2NaHCO3г/л29,467,91,920,37

Нефти для эксперимента приготовлена из нефти скважины №815 и керосина при отношении 70% и 30% соответственно.

Два вида стеклянного капилляра малого диаметра 8 мм и большого диаметра 15 мм использовались в эксперименте. Исследуемые образцы укрепили к внутренней движущейся части термостата и постепенно увеличивали температуру до 150oC и выше. На рисунке 3.7 представлено устройство, на котором, мы можем наблюдать экспериментальные образцы.


Рис 3.7 Образцы, сфотографированные при 150oС сразу после встряхивания нефти с разными концентрациями комплекса


В присутствии ФХМ комплекса, угол q на границе контакта трёх фаз твёрдая - жидкая - жидкая (порода - вода - нефть) на рис. 2.3 в Главе II, и угол q1 на модели капли нефти в капилляре (Рис. 2.4 в Главе II) уменьшаются, и капельки нефти легко вытесняются ФХМ комплексом.


Рис 3.8 Образцы, сфотографированные при 140oС сразу после встряхивания: 1, 2 - морская вода и нефть; 3, 4 - ФХМК и нефть


С помощью передачи массы вещества, вязкость нефти уменьшается, а вязкость ФХМ комплекса увеличивается. Это доказывает, результат, показанный в Таблице 3.4. Для определения вязкости исследуемых образцов, авторы исследований замеряли время истечения исследуемых образцов растворов определенного объема через капилляр диаметром 0,3мм и длиной 100мм.


Таблица 3.4

Время истечения объёмов образцов через капилляр диаметром 0,3мм и длиной 100мм при 40oC

№ОбразцыВремя истечения, с/0,1мл1Искусственная морская вода1332ФХМ комплекс 0,5% в искусственной морской воде973ФХМ комплекс 0,5% в нефти после нагревания до 150oC1234Смесь нефти скважины 509 и керосина (Нефть)4325ФХМ комплекс 0,5% в нефти после нагревания до 150oC209

При закачке ФХМ комплекса в пласт, вода постепенно разбавляет его, и вязкость комплекса снижается. Но при контакте ФХМ комплекса с нефтью, как показано выше, благoдаря передаче массы вещества, вязкость нефти уменьшается, а вязкость ФХМ комплекса увеличивается. Таким образом, коэффициент вытеснения увеличивается внутри пласта, что приводит к увеличению нефтеотдачи (Рис. 3.9).


Рис. 3.10 Увеличение коэффициента охвата в зависимости от увеличения вязкости вытесняющего агента и снижения вязкости нефти


Если вязкость вытесняющего агента (ФХМ комплекса) увеличивается или вязкость вытесняемой фазы (нефти) снижается, то подвижность вытесняющего агента lw в выражение (2.3) снижается и подвижность нефти lo в выражение (2.4) увеличивается

Это приводит к снижению числа подвижности M в выражение (2.5)



Таким образом, результаты экспериментов показывают направление решения проблемы.


.3.4 Механизм вытеснения нефти

Механизм вытеснения остаточной нефти с использованием ФХМ комплексов был продемонстрирован на 4 опытах, содержащихся в работах Петровьетнама в 2001 году [12]. В первых двух экспериментах использовали смеси ПАВ и катализатора, стимулирующего образования щелочной среды и мягкого геля при высокой температуре, для выравнивания профиля приемистости воды. В двух других экспериментах использовали смеси ПАВ и ксантановой камеди с целью увеличения вязкости, для выравнивания профиля приемистости воды.

Определили период времени (Vпoр) появления конечной насыщенной остаточной нефти из модели, и получили следующий результат:

* Эксперимент № 1: 0,67 Vпoр.

* Эксперимент № 2: 0,79 Vпoр.

* Эксперимент № 3: 0,13 Vпoр.

* Эксперимент № 4: 0,28 Vпoр.

Выявили закономерность: чем более высокая вязкость, тем менее продолжительное время появления нефти из модели.

Такие результаты привели к выводу:

Если повысить вязкость то время появления остаточной нефти из модели может быть гораздо короче, чем 0,1 Vпор.

Остаточная нефтенасыщенность, в основном, находится в области незначительно удаленной от забоя скважины, и это более похоже на модель после вытеснения нефти водой.

Если закачиваем гель с ПАВ в пласт, то нефть может быть вытеснена раньше, и лучше, благодаря: выравниванию давления, изменению локального давления, вытеснению нефти газом из объёмов пор, где раньше вытеснения водой не происходило, изменение направления движения жидкости внутри пласта, вытеснение нефти из областей, рядом с забоями добывающих скважин.


.3.5 Механизм продолжительного вытеснения нефти из-за адсорбции - десорбции, и продолжительность эффективного воздействия закачиваемой оторочки

Основным компонентом ФХМ комплекса является ПАВ. Необходимо знать, как он функционирует в пласте. Когда ПАВ адсорбируются на поверхности породы пласта, его концентрации в вытесняющем агенте может уменьшаться очень сильно, в зависимости от его первоначального содержания.

Проведено немало исследований с целью выбора более дешевых материалов, которые имеют более высокую адсорбцию на поверхности породы пласта, по сравнению с ПАВ. Вещества, используемые для такой замены называются веществами - жертвами. Эти работа направлены на снижение затрат по химреагентам, но до сих пор нет подтверждений, доказывающих экономическую эффективность этих технологий на практике.

В дальнейшем, механизм адсорбции - десорбции ПАВ имеет важное значение в увеличение нефтеотдачи. При попадании в пласт, ПАВ адсорбируются на поверхности породы. Затем, когда закачиваемая вода проходит вглубь пласта, ПАВ будет десорбироваться. Десорбция ПАВ происходит очень медленно, и продолжительность эффективного воздействия каждой закачиваемой оторочки может длиться от нескольких месяцев до нескольких лет.

Например, в 1985 г. российские эксперты закачали 7000 тонн концентрированной композиции ПАВ в скважину 644, участок AB1, месторождение "Советское" и наблюдали эффект в 12 добывающих скважинах - объектах. Результатом является увеличение нефтеотдачи в течение 5 лет. Но надежные минимально определяемые концентрации (МОК) ПАВ от 0,001 до 1% определялись в добывающих водах только 2-3 года.

В проекте Опытно-промышленное применение физико-химической и микробиологической технологии для повышения отборов нефти из залежи нижнего миоцена месторождения Белый Тигр - Контракт №0230/06/Т05/VSP/ 26.04.2006 DMC, время эффективного воздействия закачиваемой оторочки (67 тонн) ФХМ комплексов длилось более одного года. В научно-исследовательской работе Технология увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими микробиологическими методами (Контракт №0245/09/T-N6/VSP5-TTUDCN,VPI, продолжительность эффекта более 9 месяцев


3.3.6 Объем закачки

Оптимальный объем закачки должен быть определен на основе ряда критериев, следующим образом:

Не должно быть никаких изменений в существующей технологии эксплуатации месторождения ВСП.

Максимальная продолжительность одной закачки менее суток, для того, чтобы не существенно влиять на скорость закачивания воды.

Интервал времени между закачиваемыми оторочками, должен быть оптимальным. Закачка не должна увеличивать нагрузку на технологическое оборудование и персонал, работающий на платформах.

Объем закачки должен быть оптимальным, для минимизации транспортных затрат, хранения реагентов, закачке, и не нарушать условия работы платформ ВСП

Содержание ФХМ комплексов в оторочке, должно быть максимальным, для увеличения эффекта от воздействия.

Содержание ФХМ комплексов в сбрасываемой сточной воде должно быть минимальным. Она не должна оказывать значительное влияние на морскую экологическую среду.

Необходимый объем закачки должен выбираться в зависимости от эффективного порового объема.

Объем закачки должен обосновываться технико-экономическими расчетами. Кроме того, следует учитывать, что объем закачки должен быть не большим, так как закачка ФМХ комплекса производится неоднократно.

Дебит нефти увеличивается после закачки ФМХ комплекса, достигая максимума, затем падает до уровня экстраполяционой линии (линии тренда). Пересечение линии дебита с линией тренда покажет начало следующей закачки. Tехнология закачки композиции ПАВ (или комплекса ПАВ) оторочками, была эффективно использована в России. По Алтунину [6], можно закачивать оторочки композиций ПАВ концентрацией 10% в объёме 1-2% от нефтенасыщенного порового объёма пласта.

Согласно патенту США №4077471 [10], можно закачивать композицию из 10-60% неионогенного и 20-40% анионогенного ПАВ. Самой оптимальной является оторочка объемом 0,1-1,0 порового объёма пласта.

Закачка значительного объема (0,1 Vпoр) химических реагентов в пласт в условиях добычи нефти на шельфовом месторождении Белый Тигр является большой проблемой, потому что этот объем настолько велик, что даже на самом маленьком участке потребуются тысячи тонн ФХМ комплекса.

Одним из важнейших параметров применяемого ФХМ комплекса, для оценки объема закачки, является минимальная концентрация при которой ФХМ комплекс может образовывать мицеллы. Известно, что эта концентрация называется критической концентрацией мицеллообразования (ККМ). Чем меньше ККМ, тем выше качество ФХМ комплексов. Критическая концентрация мицеллообразования ФХМ комплекса данного проекта в морской воде определяется примерно как 2,5*10-5% от объема, эта равно примерно 0, 000 025/100 кубических метров, что эквивалентно 0,25мг/кг или 0,25ppm. Таким образом, максимальный теоретический эффективный объем ФХМ комплекса, разбавляемого морской водой будет 80 кубических метров, поделенных на 0,000 025/100 или около 640 000 000 кубических метров с активностью мицеллообразования.

Но на самом деле, в пласте, эффективный объем ФХМ комплекса, чтобы он мог вытеснять нефть будет гораздо меньше из-за высокой температуры в сочетании с высокой соленостью, высокой жесткостью воды, из-за адсорбции ФХМ комплекса на поверхности породы и именно ФХМ комплекс должен вытеснять нефть.

В соответствии с практическим опытом, закачиваемый объем PHVSHL 60%-ной концентрации определяется по формуле:



Где: R - cреднее расстояние между нагнетательной скважиной и добывающими скважинами, м;- эффективная толщина пласта, м;- пористость призабойной зоны нагнетательной скважины, %

-4 - коэффициент разбавления ФХМК

В текущем проекте, закачивали 100 тонн ФХМК в скважину 116 и 60 тонн в скважину 1003. Это объем ФХМК весьма мал по сравнению с рекомендуемыми объемами.




ГЛАВА 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАTOРНЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ И РАЗРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЙ


Проверка качества микробиологического и физико-химического комплекса в лаборатории


Таблица 4.1

Результаты анализа физико-химических свойств комплекса

NоАнализируемые параметрыПредельное значениеРезультат измерения1Динамическая вязкость, cSt.>30220-2252Относительная плотность?1,031,023pH7-8,57,974Количество бактерий005Относительное межфазное натяжение между раствором содержащим 0.5% комплекса, 3.5% NaCl и нефть к межфазному натяжению между раствором 3.5% NaCl и нефти (перед проверкой термостойкости при 250C)? 030,0316Относительное межфазное натяжения между раствором содержащим 0.5% комплекса, 3.5% NaCl и нефть после 21 суток испытания при 1400C к межфазному натяжению между раствором 3.5% NaCl и нефти (перед тестом на термостойкость)? 030,099

Во время выполнения контракта Усовершенствование технологии увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими и микробиологическими методами номер 0979/11/T-N6/VSP5-EPC.VPI, процесс проверки комплекса изучался группой специалистов ВСП (ПТО СП, ОГиРМ СП, ПДНГ, НИПИ) в лаборатории Центра Исследования Разведки и Извлечения в городе Ханой. Проверка заключалась актом.

Заключение отчета:

. До и после проведением теста на термостойкость при 1400C в течении 21 суток, все свойства и характеристики комплекса соответствуют необходимым требованиям.

2. Бактерии в комплексе не обнаружены.

. Комплекс является термостойким продуктом и может применяться для повышения коэффициента нефтеотдачи при добыче нефти из терригенного коллектора месторождения Белый Тигр.

Заключение: ФХМК показывает высокую термостойкость и не образует H2S. В нем отсутствуют (или содержание незначительно) бактерии. На основе этого, делаем заключение, что раствор комплекса может хорошо вытеснять нефть, не снижая проницаемость резевуара.


.1 Приготовление комплекса


.1.1 Состав и качество комплекса

По требованию контракта №0979/T-N6/VSP5- EPC,VPI, подписан 14/10/2011 и Плана разработки, утвержден 16/11/2011 (Приложение №1 и Приложение №2), в марте 2012 Комплекс был приготовлен соответствующего качества в необходимом количестве, см. таблицу 4.2.


Таблица 4.2

Химические и биологические компоненты необходимые для приготовления 160 тонн комплекса

№КомпонентыВес, тоннФункция1A. Микробиологический компонент 1 (растворитель - Cosurf)20Снижает межфаз. натяжение, повышает термостойкость2B. Nonylphenol ethoxylate (неионогенный ПАВ)58Снижает межфаз. натяжение, повышает соленостойкость3C. Alpha- Olefinsulphonate (C12-C16)58Снижает межфаз. натяжение, повышает термостойкость4D. Микробиологический компонент 2 (раствор thioure)24Повышает термостойкость

.1.2 Приготовление комплекса

Комплекс был приготовлен согласно инструкции и стандартам в соответствии с планом разработки:

Приготовление комплекса производили с помощью автоматического смесителя с перемешивающим веслом, находящимся на высоте 20cm от дна. Скорость вращения весла может изменяться от 0 до 300 цикл/минут (ц/мин.)

- Первый микробиологический компонент (A-испаренный растворитель -Corsurf) в сотношении 20/160 был закачен в емкость со смесителем;

Nonylphenol ethoxylate (B - неионогенный ПАВ) в емкость реагент подавался непрерывно до соотношения 58/160. Скорость смесителя постепенно повышалась до 280 ц/мин.

Laureth - 2 sulfate (C) - AOС в емкость также подавался непрерывно до соотношения 58/160 и перемешан до однородного состояния;

Второй биологический компонент 2 (D) также непрерывно подавался в емкость до соотношения 24/160 к сумме и перемешан до получения однородного комплекса;

Комплекс расфасовали в стандартные бочки (меньше или равно 0,8 объема емкости бочки) и герметично закрыли для предотвращения испарения;

Все 160 тонн ФХМК были закачены в специальные емкости объемом 10 м3 в количестве 20 штук (каждая емкость содержала 8 тонн ФХМК).


4.1.3 Проверка качества ФХМК

Образцы ФХМК были взяты представителем НИПИ 13/4/2012 с актом и отправлены в Аналитический Центр НИПИ.

Результаты анализа образцов (Таблица 4.3) былы растмотрены и утверждены НИПИ 17/4/2012 (Приложение №4).


Таблица 4.3

Физико-химические и биологические свойства ФХМК

№Анализируемые параметрыТребуемые значенияФакт. значения1Вязкость, cSt.>30183,362Удельный вес» 1,0181,0423pH7-8,57,54Количество бактерий» 005Относительное межфазн. натяжение между нефтью и водной фазой (a/b) a. Межфазное натяжение между нефтью и раствором, содер. 0,5% ФХМК + 3,5 NaCl + воду b. Межфазное натяжение между нефтью и раствором, содер. 3,5% NaCl + воду» 0,3a/b = 0,032

.1.4 Планирование опытно-промышленных испытаний технологии на скважинах

- После получения результатов проверки ФХМК, 160 тонн комплекса привезли в СП Вьетсовпетро;

По плану ФХМК планировали закачать в скважину 116 (МСП 5) и скважину 22. Однако, в процессе подготовки закачки ФХМК, на скважине 22 проводили ремонт. Скважину 22 заменили на скважину 1003, по согласованию с СП Вьетсовпетро от 16/4/2012;

Пробы нефти и воды (первый период) отобрали и доставили в Центр EPC, VPI;


.2 Процесс закачки ФХМК


Закачку ФХМК провели согласно утвержденному плану:

20/4/2012: 100 тонн ФХМК закачали в нагнетательную скважину 116 в течение 22 часов.

25/4/2012: 60 тонн ФХМК закачали в скважину 1003 в течение 17 часов.

Процесс закачки был проведен успешно. После закачки ФХМК, обе скважины были переведены в рабочее состояние.

После закачки ФХМК, приемистость скважины 1003 почти не изменилась, а приемистость скважины 116 повысилась. Это говорит о том что, ФХМК способствует очищению призабойной зоны.

Рис. 4.2 Схема подключения оборудования для проведения закачки ФХМК в нагнетательные скважины



.3 Мониторинг параметров работы скважин после закачки ФХМК


* Мониторинг параметров скважин:

Расход закачиваемой воды в 2 нагнетательных скважинах;

Давление закачки в 2 скважинах;

Дебит нефти в добывающих скважинах;

Обводненность;

Расход газлифтного газа.

* Отбор проб: Отбор проб нефти и воды в 9 добывающих скважинах МСП 5 и МСП 10 провели 3 раза по запланированному графику.

* Мониторинг анализируемых параметров:

Количество аэробных микроорганизмов, анаэробных сульфат-восстанавливающихся бактерий в добываемых нефти и воде;

Химический состав добываемой воды;

Физико-химические параметры (вязкость, межфазное натяжение между нефтью и водой или воздухом).

* Обработка и обсуждение результатов выполненных работ:

Динамика изменение дебита нефти добывающих скважин;

Динамика изменение обводненности продукции скважин;

Динамика изменения объема закачиваемой воды;

Динамика дебита жидкости

Сравнение фактических и прогнозных параметров;


.4 Анализ физико-химических параметров добываемых флюидов


В таблицах 4.4-4.8 показаны минеральное содержание добываемой воды, вязкости нефти, количество микробактерий в воде и нефти и т.д.

Целью данного анализа является выявление и объяснение законов различий между указанными параметрами до и после закачки ФХМК если таковые существуют.


Таблица 4.4

Суммарное минеральное содержание добываемой воды, мг/л

Время отбора4.20125.20126.2012СкважинаМинеральное содержание, мг/лСкв.104- МСП 5187001770015543Скв.108- МСП 5192331742517582Скв.503- МСП 5119661221411210Скв. 507- МСП 5182501970017150Скв.509- МСП 5187501834016215Скв. 510- МСП 5203351914318167Скв.1013- МСП 10157361657815561Скв.1014- МСП 10213452046519243Скв.1016- МСП 10203351914318167

Минеральное содержание воды скважин МСП 5 и МСП 10 не значительно изменилось после закачки ФХМК. Незначительное снижение минерального содержания в добываемой воде некоторых скважин находится в пределах погрешности измерения. ФХМК не вызывает осаждение минералов в пласте и вероятно после отмыва нефти, минералы адсорбируются на поверхности пород.


Таблица 4.5

Связь между началом появления нефти, имеющей низкую вязкость и расстоянием от нагнетательных до добывающих скважин

Время отбора4.20125.20126.2012Расстояние от нагн. скважин (м)СкважинаВязкость флюидов ( cSt) при 400CСкв.104- МСП 5353533653Скв.108- МСП 51098813Скв.503- МСП 5121011540Скв.507- МСП 5404136363Скв.509- МСП 5454342612Скв.510- МСП 5333229415Скв.1013- МСП 10394238552Скв.1014- МСП 10545755417Скв.1016- МСП 10353636718

После двух месяцев с момента закачки ФХМК, вязкость добываемых на МСП5 флюидов изменилась значительно по сравнению с предыдущими значениями. Тенденция снижения вязкости во всех скважинах 104, 108, 507, 509, 510 показала положительный эффект от ФХМК. Это зависит от степени контакта между ФХМК и породой-резервуаром. Исследование показало, что вязкость флюидов МСП 10 изменилась не значительно. Это может объясниться низкой гидродинамической связью между нагнетательными и добывающими скважинами.


Таблица 4.6

Межфазное натяжение между нефтью и добываемой водой

Время отбора4. 20125. 20126. 2012Расстояние от нагнетательной скважины (м)СкважинаМежфазное натяжение (мНм) при 250CСкв.104- МСП 519,34916,68215,195653Скв.108- МСП 520,88819,56716,318813Скв.503- МСП 521,92129,72915,558540Скв.507- МСП 515,56019,12017,048363Скв.509- МСП 519,91819,44314,072612Скв.510- МСП 519,27618,41815,538415Скв.1013- МСП 1024,97222,00821,305552Скв.1014- МСП 1024,83724,11222,937417Скв.1016- МСП 1023,03622,29323,402718

Межфазное натяжение флюидов значительно изменилось после закачки ФХМК. Через два месяца после закачки ФХМК, поверхностное натяжение воды всех добывающих скважин МСП 5 снизилось по сравнению с предыдущими значениями. Это показывает, что ФХМК закаченный в нагнетательные скважины дренировал к добывающим скважинам. Межфазное натяжение флюидов всех скважин МСП 10 почти не изменилось.


Таблица 4.7

Результаты определения общего количества аэробных микроорганизмов в воде

Время отбора4. 20125. 20126. 2012СкважинаКоличество аэробных микроорганизмов (клетки/мл)Скв.104- МСП 50,7. 1061,2. 1030,9. 103Скв.108- МСП 53. 10201,5. 102Скв.503- МСП 52,5. 1041,5. 1034. 102Скв.507- МСП 51,4. 1043. 1034. 102Скв.509- МСП 50,7. 10300,7. 106Скв.510- МСП 50,7. 1060,7. 106<10Скв.1013- МСП 100,7. 1060<10Скв.1014- МСП 100,6. 1060,7. 1032. 103Скв.1016- МСП 100,7. 1030<10

Таблица 4.8

Результаты определения количества сульфат-восстанавливающих бактерий в воде

Время отбора4. 20125. 20126. 2012СкважинаКоличество СВБ (клетки/мл)Скв.104- МСП 51,5. 10600Скв.108- МСП 50,5. 10200Скв.503- МСП 51,5. 10400Скв.507- МСП 50,3. 1020<10Скв.509- МСП 50,4. 1020,7. 1020Скв.510- МСП 52,5. 10400Скв.1013- МСП 10000Скв.1014- МСП 10000Скв.1016- МСП 10000

Анализ воды показал что, аэробные микроорганизмы содержаться примущественно в отобранных пробах нефти и воды скважин МСП 5. В продукции скважин МСП 10 бактерий почти нет. После закачки ФХМК, количество анаэробных и сульфатвосстанавливающих бактерий значительно снизилось. Это объясняется тем, что термостойкий компонет является также ингибитором бактерий.

Карта системы Верхнего Олигоцена и Нижнего Олигоцена



ГЛАВА 5. АНАЛИЗ, ОЦЕНКА РЕЖИМА РАЗРАБОТКИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ФХМК


Участок применения технологии является довольно сложным объектом, состоящим из нижнего и верхнего олигоцена. Группа нижнего олигоцена представлена одной нагнетательной скважиной и 6 добывающими скважинами. Группа верхнего олигоцена состоит из одной нагнетательной скважины и 3 добывающих скважин. Из-за того, что между скважинами существует гидродинамическая связь, закачка комплекса в одну скважину, может повлиять на закачку в других. Добывающие скважины работают не равномерно, и расстояния между добывающими скважинами и нагнетательной скважиной различны. Более того, все скважины эксплуатируются газлифтом. Необходимо тщательно анализировать параметры, чтобы точно оценить эффективность технологии. С точки зрения авторов, провести анализ по каждой скважине, а затем рассмотреть в целом весь участок, является оптимальным вариантом. На основе этого, провели анализ следующих параметров.


.1 Динамика обводненности отдельных скважин и целого участка


Совокупность нижнего Олигоцена


Рис. 5.1 Динамика обводненности скважины 104- МСП 5


Результаты анализа показали, что после закачки ФХМК, обводненность скважины 104 повышалась два месяца, потом снижалась и стабилизировалась на значении 20%-40%.


Рис. 5.2 Динамика обводненности скважины 108- МСП 5


На скважине №108 до и после закачки ФХМК обводненность оставалась незначительной, однако, ее дебит увеличился. С обводненностей ниже 4%, скважина считается не обводена и закачка ФХМК не влияет на обводненность.


Рис. 5.3 Динамика обводненности скважины 503


На скважине 503, динамика обводненности была более очевидна. После закачки ФХМК, обводненность повышалась в течение 2 месяцев и снижалась после этого, колеблясь в промежутке 5%-15%. Аналогичная ситуация и в скважине №507 (рис. 5.4). Ее обводненность незначительно изменилась по сравнению со значением до закачки ФХМК и находится в интервале 60%- 80%.


Рис 5.4 Динамика обводненности скважины 507-МСП 5


Рис. 5.5 Динамика обводненности скважины 509- МСП 5


Рис. 5.6 Динамика обводненности скважины 510- МСП 5


На скважине №509, после закачки ФХМК обводненность почти не изменилась. Через 6 месяцев после закачки ФХМК, обводненность возрасла до более чем 80%. В некоторые моменты, на скважине №510, обводненность была ниже прогнозного значения (рис. 5.6) и стабильно находилась в интервале 30%-40%.

Расстояния между нагнетательной скважиной и экплуатационными скважинами, эксплуатирующие нижний Олигоцен, различны. Вследствии этого, эффективность закачки ФХМК различна. Чтобы представить суммарную картину обводненности двух совокупных скважин, сумма дебитов эксплуатационой воды была расчитана для каждого месяца и подсчитана сумма обводненности для каждой совокупности скважин. Кривая прогнозной обводненности показана на рисунке 5.7. В случае применения варианта расчёта общей обводненности участка - получили очень высокий коэффициент совместимости между теоретическим и практическим значениями (R2 = 0,767). После закачки ФХМК, обводненность одной совокупности повышалась, другой снижалась, но сумма не изменялась значительно и остается довольно стабильной (Рис. 5.7).


Рис. 5.7 Динамика обводненности соответствующей группы скважин Нижнего Олигоцена


Видно, что закачка ФХМК не повлияла на обводненность добывающих скважин. Хотя использование ПАВ теоретически должно повышать подвижность закачиваемой воды и повышать обводненность добывающих скважин. Дело в том, что ФХМК был приготовлен в виде геля, имеющего высокую вязкость. Вследствие этого, ФХМК снижал подвижность воды и не повышал обводненность добывающих скважин.

Группа скважин Верхнего олигоцена


Рис. 5.8 Динамика обводненности скважины 1014


Фактические результаты показали, что на трех добывающих скважинах МСП 10, из-за малой обводненности (ниже 1,5%), скважины 1013 и 1016 не считались обводненными и их динамика обводненности не была рассмотрена. Анализ динамики обводненности был рассмотрен для скважины 1014. На рисунке 58, видно что в течение 5 месяцев поле закачки ФХМК, обводненность скважины 1014 снижалась до 40%-20%. После этого обводненность повышалась снова. Эффект закачки ФХМК оценивался по дебиту нефти. Очевидно что, динамическая связь от нагнетательной скважины до скважины 1014 лучше по сравнению с двумя другими скважинами.


.2 Анализ динамики использования газлифтного газа


.2.1 Динамика использования газлифтного газа всего участка - объекта в нижнем Олигоцене

Таблица 5.1

Расход газлифтного газа всего участка-объекта Н. Олигоцена

МесяцСкв.104Скв. 108Скв. 503Скв. 507Скв. 509Скв. 510Расход газлифтного газа ( м3/ сутки)11.201115058.089045.149981.89814985.458965.23214927.4312.201114976.698937.189751.64214900.598939.77214901.871.201214926.848942.5129985.96714919.648958.24414896.682.201214120.568901.2989847.22814882.58981.75414887.143.201214954.088917.3889786.72114909.148892.1314992.064.201214845.128792.4719729.88214907.338895.26114893.775.201214906.8211460.8212738.7515043.088993.70514903.96.201214756.5489029836.06815018.18836.88914861.537.201223423.448984.39912.33114797.248998.37414880.818.201214953.488950.7639867.79615009.8897214949.139.201214711.698939.2579888.30814334.898959.42414889.5710.201214892.368941.1799961.05814922.348991.80314906.0711.201214826.858902.5429884.7814819.68820.44114814.212.201214464.438702.4929599.14813916.788743.31113909.421.201314888.089979.714886.088954.8114880.872.201314934.989933.9214929.228814.95148833.201314834.069764.9114700.918881.1115362.094.201315125.3315028.448981.7914895.22На основании сводной таблицы 5.1, расход газлифтного газа до и после закачки ФХМК стабильный. Количество извлеченной нефти зависит от двух факторов: расхода газлифтного газа и ФХМК. Провели анализ влияния этих двух факторов, чтобы определить затраты газлифтного газа на одну тонну добываемой нефти до и после закачки ФХМК. Из анализа результатов можно сделать вывод о положительном влиянии закачки ФХМК на эффективность нефтеотдачи.


Рис. 5.9 Динамика газа газлифта в скважине 104


До и после закачки ФХМК, расход газлифтного газа в целом не сильно изменится за исключением отдельных пунктов в июле. Глядя на диаграмму корреляции между количеством газлифтного газа и дебитом нефти (рис. 5.9), видно, количество газлифтного газа на одну единицу объема сырой нефти снизилось после закачки ФХМК, с учетом прироста среднего дебита нефти. Это свидетельствует о положительном влиянии ФХМК на количество извлеченной нефти.


Рис. 5.10 Динамика использования газа для газлифта на скважине 108


Скважина №108 похожа на скважину №104, где средний расход газлифтного газа не изменился до и после закачки, но его расход на единицу объема извлеченной нефти после прокачки комплекса снижается, это можно видеть на рисунке 5.10. После прокачки ФХМК (Месяцы 8, 9, 10).


Рис. 5.11 Динамика использования газлифтного газа на скважине 503


Для скважины №503 аналогичные правила за предыдущий месяц до и после закачки. После прокачки ФХМК, уровень расхода газлифтного газа снизился, а количество нефти продолжает повышаться, это доказывает, что помимо режима газлифта, химические вещества оказывают положительное влияние на количество извлеченной нефти.


Рис. 5.12 Динамика использования газа для газлифта на скважине №507


Расход газлифта на скважине 507 не подчиняется этим общим правилам, после прокачки ФХМК, количество газлифта хоть и изменилось, среднесуточный дебит нефти практически не изменится. На диаграмме (рис. 5.12), не показана корреляция между динамикой газлифта и количеством извлеченной нефти путем закачки ФХМК.

Рис. 5.13 Динамика использования газа для газлифта на скважине 509


Результаты на рисунке 5.13 показывает, что после прокачки ФХМК, на скважине 509 количество газлифта на тонну добытой нефти уменьшилось, в то же время среднесуточный дебит нефти вырос незначительно. После этого периода, дебит нефти уменьшается, несмотря на то, что расход газлифтного газа на единицу нефти вырос. Можно увидеть длительность эффекта около 3-х месяцев. Воздействие происходит по-разному и зависит от расстояния и межуровневого гидродинамического взаимодействия для целого участка-объекта.


Рис. 5.14 Динамика расхода газлифтного газа на скважине 510


Для скважины 510 (рис. 5.14), эффективность ФХМК началась через 2 месяца после прокачки. Эффект продолжался с июля по декабрь. В течение этого периода, количество газлифтного газа на единицу извлечения нефти уменьшилось и дебит нефти немного снизился. Общая оценка корреляции между динамикой газлифта и влиянием закачки ФХМК для целого участка-объекта показаны на рисунке 5.15.


Рис. 5.15 Корреляция между потоком газлифтнога газа на 1 тонну добываемой нефти и дебитом нефти целого участка Нижнего Олигоцена


Результаты показывают, что, количество газлифта на одну тонну извлекаемой нефти немного изменится, но сумма дебитов нефти целого участка-объекта повышается. Эта сумма дебитов нефти выдерживается в течение 8 месяцев. Это соотношение указывает на положительный эффект закачки ФХМК.


.2.2 Динамика расхода газлифтного газа для целого участка-объекта в верхнем Олигоцене


Таблица 5.2

Расход газа для целого участка-объекта в верхнем Олигоцене

МесяцСкважина 1013Скважина 1014Скважина 1016Расход газа для газлифта ( m3/сутки)11.201112951.1515297.2215282.5112.201112966.7515000.1616071.871.201213040.6215066.9716079.252.201213045.0125741.0317061.623.201213125.930495.916054.24.201213045.3130061.5715906.125.201213088.5229669.7615986.956.201213146.130268.5416150.317.201213042.629048.7815967.88.201213316.0831131.7616134.759.201213085.9830227.516136.8510.201213074.9130056.3316047.7911.201212975.3929765.5715900.3412.201212079.6429831.5215836.651/20131303330188.9515961.142/201313013.853008615987.963/210313067.1429964.2916151.314/201312968.5129876.5815926.9

Расход газлифтного газа до и после закачки ФХМ комплекса для скважин в Олигоцене различен. Почти без изменений по каждой скважине. В частности, для скважины 1014, внезапно повысился расход газлифтного газа (почти в 2 раза) с января 2012 года, а затем стабилизировался.


Рис. 5.16 Динамика газлифта скважины 1013


График на рисунке 5.16 показывает, что дебит нефти и количество газлифтного газа на одну тонну извлекаемой нефти из скважины 1013 показали обратные тенденции с симметричными точками экстремума, особенно в 5-ом месяце после закачки КМФХ . После этого, такая тендеция уменьшилась и была не явной. Ежедневный расход газлифтного газа и дебит нефти колебались незначительно. Это может быть объяснено тем, что закачка ФХМК помогала повышать дебит нефти значительно в течение 5 месяцев а также после. Эффект повышения снижался постепенно. Можно более явно увидеть влияние ФХМК при анализе динамики извлечения нефти в следующем разделе.


Рис 5.17 Динамика газлифта в скважине 1014


В случае скважины 1014 (рис. 5:17), перед закачкой ФХМК, дебит нефти и расход газлифта были пропорциональны друг другу. После прокачки ФХМК, количество газа для газлифта на одну тонну извлечения нефти осталось относительно стабильным в течение 5 месяцев и увеличилось на шестом месяце. Дебит нефти имеет тенденцию к снижению в конце периода. Необходимо отметить, что не наблюдается корреляции оценки эффективности расхода газа газлифта и влиянием закачки ФХМК.


Рис 5.18 Динамика газлифта в скважине 1016


Видно, что для скважины 1016 (рис. 5.18) количество газлифта на одну тонну нефти повышается, но дебит нефти снижается. Здесь проведение газлифта и закачки ФХМК почти не оказывает влияние на дебит нефти. Это наблюдение более очевидно при анализе динамики извлечения нефти. Можно резюмировать, что процесс газлифта и закачка ФХМК имеет определенные положительные влияния на повышение нефтеотдачи из скважин олигоцена. Однако, это положительное влияние для каждой скважины различно.


.3 Анализ динамики нефтеотдачи


Динамика добычи нефти, которая будет проанализирована и оценена в двух кластерах эксплуатационных и нагнетательных скважин следующим образом: - Первый кластер скважин в нижнем олигоцене - Белый Тигр содержит нагнетательную скважину 116 и эксплуатационные скважины 104, 108, 503, 507, 509, 510. - Второй кластер скважин в верхнем олигоцене - Белый Тигр: нагнетательная скважина 1003, эксплуатационные скважины: 1013, 1014, 1016- Для кластера скважин нижнего олигоцена: 104, 108, 503, 507, 509, 510


Рис. 5.21 Средний ежесуточный дебит скважины 104 по каждому месяцу


Фактические данные добычи на скважине 104 показали, что после прокачки ФХМК, дебит нефти повышался, выше прогнозного значения (линия тренда 5.21). С момента закачки ФХМК (20/4/2012), до апреля 2013, дебит нефти скважины 104 достигал до 2762 тонн, что больше прогнозного на 704,7 тонн. До этого момента, признак уменьшения дебита нефти до исходного значения не был виден (перед закачкой ФХМК).


Рис. 5.22. Средний ежед. дебит скважины скв. 108 по каждому месяцу


Для скважины 108, средний дебит нефти вырос с 10-12 т/сутки до 12-16 т/сутки. Результаты показаны на рисунке 5.22, Эффект закачки ФХМК начался на третьем месяце после прокачки. Через 9 месяцев после прокачки суммарный дебит нефти из скважины 108 достиг 3 619 тонн, рост нефтеотдачи по сравнению с теоретическим значением составил 1138 тонн.


Рис. 5.23 Средний ежесуточный дебит скважины 503 по каждому месяцу

В отличие от двух скважин, дебит нефти скважины 503 увеличился только в течение 3 первых месяцев после прокачки ФХМК. В течение следующих 3 месяцев, дебит нефти вернулся на уровень предшествующий закачки, (до января 2013). Дебит нефти вновь вырос в течение последних 3 месяцев. В основном, дебит нефти не сильно изменился и держится в промежутке 10-20 тонн/сутки.


Рис. 5.24. Средний ежесуточный дебит скважины скв. 507 по каждому месяцу


По скважине 507 (рис. 5:24), перед закачкой ФХМК, динамика дебита нефти была не стабильна. После прокачки ФХМК, дебит нефти значительно не изменился по сравнению со значением предыдущих месяцев. Дебит нефти составил около 10-15 т/сутки. Добыча нефти увеличилась на 673 тонн по сравнению с теоретическими расчетом.

В случае скважины 509 (рис. 5.25) дебит нефти практически не изменился по сравнению с предыдущими месяцами (в диапазоне 10-12 т/сутки), однако был значительно выше по сравнению с прогнозом. Изменение дебита нефти после прокачки ФХМК происходит в соответствии со степенной функцией. Сначала дебит нефти будет увеличиваться, а затем уменьшаться и стремиться к прогнозным значениям.


Рис. 5.25 Средний ежесуточный дебит нефти скв. 509 по каждому месяцу


Рассмотрим случай скважины 510, кривая динамики (рис. 5.26) показывает, что дебит нефти остается очень стабильным после прокачки ФХМК. Дебит нефти в диапазоне 30-40 тонн/ сутки. В течение 9 месяцев прослеживались отличия от теоретического значения. Сумма дебитов нефти во время исследования была 9598 тонн, а количество увеличения добычи нефти по сравнению с теоретическими расчетами составило 1677 тонн. Можно увидеть, что воздействие ФХМК повысило эффективность на это количество извлеченной нефти.


Рис. 5.26 Средний ежедневный дебит нефти скв. 510 по каждому месяцу


- Для кластер скважин в верхнем олигоцене: скважины 1013, 1014, 1016


Рис. 5.27 Средний ежедневный дебит нефти скв. 1013 по каждому месяцу


Для скважины 1013 (рис. 5:27), динамика дебита нефти после прокачки ФХМК также подчинялась теоретическим расчетам. Дебит нефти скважины 1013 был выше, чем в предыдущие месяцы и остался на таком уровне в последующем.


Рис. 5.28 Средний ежедневный дебит нефти скв. 1014 по каждому месяцу


На основании описания (рис. 5. 28), видно, что в скважине 1014, после прокачки ФХМК, дебит нефти немного увеличился и остался стабильным в течение 5 месяцев, а затем вернулся в исходное состояние (данные добычи совпадают с линией тренда уменьшения).


Рис. 5.29 Динамика сред. ежедневного дебита скв.1016 по каждому месяцу


Для скважины 1016, динамика дебита нефти ниже расчетной (рис. 5.29). Это доказывает, что ФХМК почти не влияет на дебит скважины, вероятно из-за слабого соединения между нагнетательными скважинами и эксплуатационными скважинами. Результаты обводнённости скважин также внесли вклад в эту гипотезу.

Суммарные результаты повышения извлечения нефти при испытании ФХМК будут показаны на следующем рис. 5.30


Рис. 5.30 Средний ежедневный дебит целого участка нижнего олигоцена по каждому месяцу


Рис. 5.31 Средний ежедневный дебит целого участка верхнего олигоцена по каждому месяцу


По расчету, видно что, после прокачки ФХМК, дебиты обеих скважин 1013 и 1014 увеличились. Однако, дебит скважины 1016 снижался сильнее по сравнению с теоретическим расчетом. Это указывает на то, что суммарный результат повышения нефтеотдачи был незначительным.

Определение количества увеличения нефтеотдачи

Количество увеличения нефтеотдачи были рассчитаны по способу, показанному в методике повышения коэффициента нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими методами, которая была утверждена Директором СП «Вьетсовпетро» 10 ноябрья 2010.

Повышение суммарной добычи по каждой скважине рассчитывалось по следующему уравнению, тонн (m3):


QTC = QT - Qcs


QT - суммированный фактический дебит в наблюдаемое время, тонн (m3);

Qcs - основный суммированный, тонн (m3),

Qcs рассчитается следующим образом:


1 - Kgt

Qcs = qо. N. Кkt --------

1 - Kg

Где: qо - средний дебит по каждой скважине до закачки ФХМК, тонн/(скв.сутки);

N - Количество календарных дней в каждом месяце, сутки;

Кkt - Коэффициент добычи для каждой скважины, е.д. В случае после закачки ФХМК, и если добывающая скважина работает периодически, Kkt принимает значение в тот момент,

Кg - Коэффициент снижения потока до применения технологии, е.д;

t - Промежуточное время анализа после применения технологии, месяц.

Планируемая сумма дебитов была рассчитана суммированием Qcs всех рассматриваемых объектов.

Результат расчета показан в таблице 5.3.




Таблица 5.3

Сумма увеличения нефтеотдачи после 12 месяцев с момента закачки ФХМК

Скв.Парам.мая 2012июн. 2012июл. 2012ав. 2012сен. 2012окт. 2012нояб. 2012дек. 2012яв. 2013фев. 2013мар. 2013апр. 2013Сумма повышения нефти104Прог.268254257200238241229231226200217199Факт.302280320233307327345294354236321249Пов.34266333698611663128616108Прог.32929929121823822222021423Факт.33241943630334746543044251Пов.312014585109243210228281171503Прог.506480486383448454434440431381414Факт.513531554353332295430471501395379Пов.75168126507Прог.418384377288332307300294279240252226Факт.392336379342338453260326387372441393Пов.2546146208509Прог.299265256190212202181173160135137121Факт.332360350236279308172176354319321253Пов.3395944667106441510Прог.1029950937713825748751740706608643583Факт.104210241155904993108512101076110993810381116Пов.137421819116833745933640333039553334561013Прог.387360360278321295293291282242258237Факт.453363441262338556430441476474408397Пов.66381-161726113715019423215016014351014Прог.12611159115789210271017951941894773828748Факт.11561063123495211251110991927833531563624Пов.77609893403671016Прог.1074986977747846776763Факт.935895822666697779660Пов.-------0Итог7820



Суммарное повышение нефтеотдачи в течения 12 месяцев составляет 7820 тонн. Такой способ расчета включен в техническую рекомендацию (RD) работу: Усовершенствование технологии увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими и микробиологическими методами.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ПРЕДЛОЖЕНИЕ


Заключение:

1. ФХМК представляет собой продукт микробиологического происхождения, имеющий физико-химические характеристики и свойства, позволяющие повысить КИН в условиях олигоценов, разрабатываемых с применением морской воды для ППД (высокая солёностойкость и термостойкость).

. Применяемый ФХМК заметно усовершенстован (улучшение начальной вязкости, термостойкости) по сравнению с предыдущим проектом, в котором объектом воздействия являлся нижнемиоценовые коллектора, и подходит для жестких условий олигоцена месторождения Белый Тигр.

. ФХМК технология обладает рядом преимуществ: организация и простота выполния, экономия объема, времени закачивания, затрат на работы.

. После закачки ФХМК, темп роста обводненности скважин замедлился, дебит реагирующих скважин имеет тенденцию роста, удельный расход газа газлифта снижается.

. В период с начала мая 2012г до конца апреля 2013г, дополнительная добыча нефти составила более 7820 тонн, продолжительность эффекта закачки ФХМК около 8-12 месяцев.

6. Результат применения ФХМК технологии для Олигоцена и Миоцена открывает перспективы применения технологии для объектов фундамента месторождения Белый Тигр.

7. На основании применения ФХМК технологии, авторы подготовили технологический регламент (RD) для использования технологии, подходящей по техническим и технологическим условиям для эксплуатации шельфовых месторождений СП Вьетсовпетро.

8. Отчёт составлен в соответствии с техническими требованиями контракта по срокам, объемам и качеству работ.

Предложения:

1. Расширить испытание и применение ФХМК технологии для объектов миоцена и олигоцена.

2. Усовершенствовать ФХМК технологию для применения на объектах фундамента месторождения Белый Тигр. ФХМК усовершенствовать по составу реагентов повышенной термостойкости.



ЛИТЕРАТУРА


1. Exxomobil. Enhanced oil recovery technology. PVN EOR workshop 13-14 September 2010

. Larry W. Lake, University of Texas Austin, Texas, USA. Raymond L. Schmid, Chevron Oil Field Research. A Niche for Enhanced Oil Recovery in the 1990s

. United States Patent 4971150. Foam injection into a gravity override zone for improved hydrocarbon production

4. Салимов. Обобщение результатов водоизоляционных работ (Обзор)

. Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамудинов. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. Москва Недра 1983

. Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов - Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ. НОВОСИБИРСК НАУКА СИБИРСКАЯ ИЗДАТЕЛЬКАЯ ФИРМА РАН 1995

. Th? nghi?m công nghi?p công ngh? ph?c h?p vi sinh hoá lý t?ng thu h?i d?u v?a Mioxen h? m? B?ch H?. V?ng tàu - 2007. Th? vi?n VSP.

. United States Patent №4 406 798. Surfactant enhanced injectivity of Xanthan mobility control solution for tertiary oil recovery

. United States Patent №4 181 178. Oil recovery by waterflooding with thickened surfactant solutions.

. US patent 4 077 471. Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations

. Technical proposal - Bid - VSPs Section № -DV-183/08-NHD-2009)

12. Nghiên c?u kh? n?ng s? d?ng ph??ng pháp Ph?c h?p vi sinh - hóa lý nh?m thu h?i d?u t?ng Mioxen h? m? B?ch H?. Th? vi?n PV.

. Assessor Handbook, Section 566. Assessment of Petroleum Properties. August 1966. Revised January 1999).

. PetengCalculators - Dec01-A

15. Society of Petroleum Engineers

Distinguished Lecturer 2005-06 Lecture Season

16. SPE 28688Curve Analysis Using Type Curves-Analysis of Oil Well Production Data Using Material Balance Time: Application to Field Cases

By L.E. Doublet

. Ben Niu, Wei Yan, Alexander A., Shapiro and Erling H. Stenby, Coupling Miscible Flow and Geochemistry for Carbon Dioxide Flooding into North Sea Chalk Reservoir. Department of Chemical and Biochemical Engineering, Technical University of Denmark

. Claridge E.L., Lescure B.M. and, Wang M.W., Carbon Dioxide Foam Flooding. Laboratory Model and Computer Simulation of the Process Chemical Engineering Department, University of Houston, Houston, TX 77004

. Conventional and Unconventional Methods to Enhance Oil Recovery. 7th Saudi Engineering Conference, 28-Sep-08

20. D'Angelo M.V., Chertcoff R., Rosen M., Universidad de Buenos Aires. Miscible Flooding of Polymeric Solution in Porous Media of Double Porosity. SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, 25-28 March 2001, Buenos Aires, Argentina

. Karin Mannhardt and, Jerry J. Novosad. Adsorption of Foam-Forming Surfactants for Hydrocarbon-Miscible Flooding at High Salinities. Petroleum Recovery Institute 100, 3512 33rd Street N.W., Calgary, Alberta T2L 2A6, Canada

22. United States Patent №5 083 612. Hot water, surfactant, and polymer flooding process for heavy oi.

. United States Patent 4971150. Foam injection into a gravity override zone for improved hydrocarbon production

. US Patent 4793416 - Organic crosslinking of polymers for CO2 flooding profile control. December 27, 1988

. Vello A. Kuuskraa, President, George J. Koperna, Jr., Vice President Maximizing oil recovery efficiency and sequestration of CO2 with next generation CO2 - EOR technology. Advanced Resources International. 2007-2008 Season. SPE Distinguished Lecturer

26. Yu Wuxing (Special Oil Development Company; CNPC Liaohe Oilfield Company; Liaoning Panjin 124010). Application of Steam-surfactant-CO2 Stimulation and Assemble Steam Injection Techniques for Horizontal Well in Production of Ultra-heavy Oil

. D.J. Eement, SG Goodear&N.C. Sargentof polymer and waterflood residual oil saturation

AEA Technology plc, Winfrith Technology Centre, Dorchester, Dorset, DT2 8ZE, UK Presented at the IEA Collaborative Project on Enhanced Oil Recovery 21st International Workshop and Symposium, Edinburgh, UK, September 2000.


Центр исследования разведки и извлечения нефти (ИРИН) Нефтяной институт Вьетнама ОТЧЕТ ПО КОНТРАКТУ Усовершенст

Больше работ по теме:

КОНТАКТНЫЙ EMAIL: [email protected]

Скачать реферат © 2017 | Пользовательское соглашение

Скачать      Реферат

ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ