Техническое исследование | 218 обработок скважин | 12 зрелых нефтяных месторождений
Резюме
Технология полимерно-дисперсной системы (PDS) была испытана в 12 зрелых нефтяных месторождениях с различными геологическими характеристиками. Цели заключались в снижении обводненности, повышении эффективности вытеснения и извлечении дополнительной нефти из пластов, где приток воды превышал добычу нефти на 30–50%.
Общий результат: 6 511 000 баррелей дополнительной нефти, в среднем примерно 30 000 баррелей на обработку. Коэффициенты успеха продемонстрировали сильную зависимость от неоднородности пласта, объема закачки и гидравлического доступа к интервалам насыщения — от 42% при периферийных обработках малого объема до 100% в сильно неоднородных зонах.
Данное исследование количественно определяет ключевые контролирующие факторы и предоставляет практические инженерные рекомендации.
Методология
Источники данных: Профили приемистости (до и после обработки), реакция добычи (скорость добычи нефти и обводненность) на соседних добывающих скважинах, опробование пластового давления и анализ характеристик вытеснения.
Критерий успеха: Обработка классифицировалась как успешная, если выполнялось любое из следующих условий:
- Прирост нефти ≥10 000 баррелей на обработанную площадь, или
- Устойчивое снижение обводненности ≥10 процентных пунктов, или
- Подтвержденное положительное изменение профиля приемистости.
Уровень успеха определяется как отношение скважин с положительным откликом к общему числу скважин в каждом классе резервуара.
Механизм и применимость ПДС
Система диспергированных полимеров (PDS) увеличивает сопротивление потоку в высокопроницаемых, обводненных интервалах. При закачке PDS взаимодействует с пластовой водой, образуя агрегаты, которые частично блокируют зоны утечки и перенаправляют последующую закачиваемую воду в невыработанные, насыщенные нефтью слои.
Оптимальные условия для применения PDS:
- Коэффициент неоднородности проницаемости Дикстры-Парсонса >0,6
- Обводненность >60% с признаками преимущественной канальности
- Наличие непрерывных нефтенасыщенных пластов за зонами поглощения
Субоптимальные условия:
- Высокооднородные пласты (недостаточный контраст проницаемости)
- Подошвенные водонапорные пласты без механической изоляции
- Закачка в скважину, которая сообщается только с водоносным горизонтом (без гидравлического доступа к интервалу, насыщенному нефтью)
Класс I: Высокая гетерогенность, зрелое заводнение
Успешность: 100% (9 нагнетательных скважин)
Обводненность до обработки: 78–92%. Прирост нефти на блок: до 160 100 баррелей. Время отклика: 7–8 месяцев.
Пример: В одном блоке с четырьмя нагнетательными и 26 реагирующими добывающими скважинами, обводненность в ключевой добывающей скважине снизилась с 92% до 59% при устойчивом увеличении добычи нефти.
Класс II: Пластовые водонапорные резервуары
Уровень успеха: 85% (7 нагнетательных скважин)
Пласты с подстилающим активным водоносным горизонтом. Требовалась механическая изоляция (пакеры) для предотвращения миграции PDS в водоносный горизонт. Одна зона дала 40 600 баррелей дополнительной нефти.
Класс III: Периферийное заводнение – Эффект объема
При периферийной закачке скважины находятся на краю пласта. Поток радиальный; только часть η закачиваемой жидкости движется к нефтяной зоне (обычно η =0,25–0,5), остальное поступает во внешний водоносный горизонт. Для обеспечения эффективной дозы В эф к нефтенасыщенной зоне, общий объем должен быть В всего= В эф/ η , т.е. в 2–4 раза больше чем при внутриконтурном заводнении.
| Фаза обработки | Объем на скважину (барр.) | Эффективная доза (барр.) | Уровень успеха | Прирост нефти |
|---|---|---|---|---|
| Первый (малый) | 12 580 – 23 900 | ~4 000 – 12 000 | 42% (3 из 7) | 0 (неудач) |
| Второй (большой) | 63 000 – 81 700 | ~19 000 – 41 000 | 85% (6 из 7) | 127 700–127 800 |
Порог: Приемистость снизилась только после 69 180 барр. – подтверждая минимальную эффективную дозу.
Класс IV: Переходная зона – Гидравлический доступ к интервалам насыщения
Коэффициент успеха: 54,5% (11 инжекторов в 8 зонах)
Ключевым фактором было наличие у ствола скважины гидравлического доступа к оба водонасыщенный интервал (водоносный пласт) и насыщенный нефтью интервал (нефтяной столб).
- Ствол скважины сообщается как с водоносной частью, так и с нефтяным столбом → PDS, закачанный в скважину, поступает в оба интервала. Агрегаты образуются в водоносном горизонте, увеличивая его сопротивление потоку. Когда сопротивление в водоносном горизонте превышает сопротивление в нефтяной колонне, последующая закачиваемая вода гидравлически вытесняется в нефтяную колонну → успех (3 области).
- Скважина сообщается только с водоносным горизонтом (нефтяной столб гидравлически не связан) → Весь PDS попадает в водоносный горизонт. Даже если агрегаты снижают проницаемость там, закачиваемая вода не имеет пути к нефтяному столбу. Поток остается ограниченным водоносным горизонтом → нет прироста нефти (5 областей).
Класс V: Прерывистые пласты
Высоколинзовидные, прерывистые песчаные тела. Эффективно только в пределах непрерывных линз (где успех соответствует Классу I). Не рекомендуется для применения в масштабах всего месторождения.
Выводы
- Гетерогенность является основным фактором. Наибольший успех (100%) достигается в резервуарах с коэффициентом Дикстры-Парсонса >0,6, где агрегаты PDS могут накапливаться в зонах-воришках.
- Объем партии является наиболее контролируемым фактором. Увеличение объема с 12–23 тыс. барр. до 63–82 тыс. барр. повысило успешность с 42% до 85% при периферийном заводнении, компенсируя долю закачиваемой жидкости, теряемую во внешнем водоносном горизонте (η = 0,25–0,5).
- Привод от нижнего водоносного пласта требует изоляции для достижения 85% успеха.
- Гидравлический доступ к обоим интервалам насыщения имеет решающее значение. PDS перенаправляет поток из водоносного интервала в нефтяной столбец только в том случае, если ствол скважины сообщается с обоими интервалами. Доступ к водоносному интервалу сам по себе не дает дополнительной нефти.
- Общее воздействие на месторождение: 218 обработок дали прирост добычи нефти в 6,51 млн баррелей, подтверждая, что PDS является экономически эффективной технологией EOR для зрелых месторождений.