В нефтяных коллекторах, ввиду разности отношений подвиж­ности, после заводнения остаются значительные объёмы неохваченного вытеснением углеводорода, что приводит к низким значениям суммарной добычи. Увеличение вязкости закачиваемой воды растворенным полимером улучшает отношение подвижности вода/нефть, увеличивая коэффициент добычи. После лабораторных исследований и проведения опытно-промышленных испытаний, в 2010 году был запущен полномасштабный проект полимерного заводнения, охватывающий всё месторождение. Основным фактором риска был низкий уровень приёмистости полимера. Тем не менее, начальные полевые результаты показали, что приёмистость оказалась лучше ожидаемой. Как показывают данные исследований, в результате увеличения отношения подвижности улучшилась степень очистки ствола скважины при полимерном заводнении, и что искусственно образованные трещины в некоторых нагнетательных скважинах влияют на улучшение приёмистости. Данные факторы позволили увеличить объёмы закачки полимера, в результате чего улучшилась эффективность объёмного вытеснения и дебит добывающей скважины.

Введение

Мармульское крупное месторождение (песчаник) было открыто в 1956 году, и расположено в восточной стороне Южно-Оманского бассейна. В период с 1956 по 1964 гг. было пробурено пять скважин, после чего было принято решение об экономической нецелесообразности разработки месторождения. Другая кампания по бурению была начата в 1976 году, и месторождение было выведено на поток в 1980 году. Нефть тяжелая (22ºAPI=0.922) и вязкая (90 сП). Месторождение – высоко неоднородно (песчаник, диамиктит, глинистый сланец).

Тем не менее, в основных пластах-коллекторах соотношение эффективной толщины песчаного пласта/суммарной мощности пластов коллектора приближается к 1,0, а проницаемость может достигать многих дарси.

Ввиду относительно вязкой природы нефти в пластовых условиях, и в связи с этим, низким отношением подвижности вытеснения ее водой, условия для заводнения были не совсем идеальными. Как показала аналитическая модель Бакли-Леверетта, выраженный фронт заводнения на ранней стадии месторождения отсутствовал, и что вода была подвижной по всему коллектору. При достижении водой действующей скважины, содержание воды резко поднималось, и для выработки извлекаемых запасов нефти через породу необходимо промывать большие поровые объёмы (>2 поровых объёмов) вытесняющего агента. По оценкам, достижимое значение выработки обычным заводнением составляло от 20% до 30%. В масштабах месторождения были применены методы увеличения нефтедобычи (МУН) – различные ОПР (полимерные и паровые). По результатам двух пилотных проектов по полимерному заводнению, полимер показал стабильность в коллекторе в течение многих лет, а количество дополнительно добытой нефти при использовании полимера было значительным. 

Пробные испытания полимерных технологий на данном месторождении дали понять, что использование полимера является оптимальной концепцией для увеличения нефтеотдачи. Ранее проведенные испытания позволили быстрее внедрить технологию, и, после того как цены на нефть сущест­венно улучшились, обеспечилась экономичес­кая выгода разработки. Кроме того, раннее решение использовать полимерную технологию обеспечило  долгосрочную стратегию развития для месторождения. Проект полимерного заводнения был рассчитан на поэтапное внедрение, для детального анализа по одному этапу, перед переходом к последующим. Целевыми облас­тями I этапа являются те, в которых характеристики месторождения схожи с теми, которые были при пробных испытаниях полимера. Первый этап проекта включает закачку полиакриламида на 27 существующих нагнетательных скважинах, с целью увеличения дополнительной добычи примерно на 10% от текущей. Закачка полимера осуществляется на 20 девятиточечных скважинах, 4 вертикальных пятиточечных скважинах и на трех горизонтальных скважинах. Начало закачки - февраль 2010 года, проект был полностью запущен в апреле 2010 года. Скорость закачки раствора составляет примерно 13 000 м3/день при вязкости полимера в 15 сП в устье скважины. Данный проект является первым полномасштабным полимерным проектом в Омане и на Ближнем Востоке, и одним из немногих полномасштабных полимерных проектов в мире.

Поверхностное оборудование

Поверхностное оборудование, требующееся для I этапа, включает установку водоочистки (рис. 1) и установку для смешивания полимеров (рис. 2). Станция водоочистки осуществляет обработку добываемой воды для сокращения содержания углеводородов взвешенных частиц в воде до установленного предельного значения с целью поддержания оптимальной степени приёмистости полимера.На станции водоочистки используется двухэтапная очистка. При первичной очистке используются газонапорные флотационные установки для удаления нефтепродуктов и твёрдых веществ посредством капельной коалесценции. При вторичной очистке используются фильтры из ореховой скорлупы для обработки воды для увеличения степени очистки. В установке растворения полимера вода вторичной обработки смешивается с полимером до требуемого значения вязкости, после чего смесь закачивается через 27 насосов высокого давления. Как станция смешивания полимеров, так и станция водоочистки работают успешно и полимер закачивается во все 27 скважин с назначенными расходами и вязкостью полимера.

Начальная приёмистость 

полимера

Скорость закачки является ключевым параметром при полимерном заводнении на данном месторождении. Конечная нефтеотдача существенно зависит от объёма жидкости, проходящей через коллектор. Закачка планируется при условиях на грани гидравлического разрыва, поскольку при матричном гидравлическом разрыве приёмистость будет исключительно низкой. Как показали результаты всесторонних исследований, касающихся моделирования искусственно образуемых трещин, добавление полимера в закачиваемую воду может повлиять на характеристики поглощения закачиваемой жидкости через стенки искусственно образуемых трещин. Для исследования данных воздействий были проведены эксперименты по тестовому промыванию керна с использованием попутной воды из месторождения. Эти (и прочие) данные были использованы в серии моделей для оценки максимально допустимой скорости закачки и роста трещин. По результатам оказалось, что скорости закачки полимерного раствора могут быть существенно увеличены, когда добавляемая вода очищена. Данная процедура не создавала существенного увеличения риска через искусственно образуемые трещины, и стала причиной использования двухэтапной системы водоочистки.

Данные по давлению закачки, полученные в течение 2-годичного периода с начала полимерного заводнения в феврале 2010 года, оказались ниже прогнозируемых по проектной вязкос­ти полимера. Были изучены несколько механизмов, которые могут объяснить данное различающееся поведение по приёмистости и реакции пласта на полимер. Предварительными результатами изысканий стали следующие:

1. Большинство из скважин, в которые закачивался полимер, имело трещины, либо закачка происходила в трещиноватости.

2. Снижение напряжения сдвига вряд ли является причиной низкой динамической вязкости. Это было подтверждено результатами измерений приточного и добытого полимера.

3. Реология полимера (напр., снижение/восстановление вязкости в результате разжижения или увеличения вязкости при сдвиговых нагрузках, соответственно) может объяснить результаты, полученные по некоторым из нагнетательных скважин.

4. Очистка (сокращение корки), вероятно, происходила при закачке чистой воды или полимера, однако, коли­чественное выражение эффекта невозможно.

5. Известные механизмы разбавления раствора полимера, вызывающие уменьшение вязкости в пористых средах, будут иметь лишь незначительное воздействие.

6. Нет прямых свидетельств того, что геометрия радиального дренирования вызывает разбавление сама по себе, однако это может быть новым механизмом, и в настоящий момент проводятся исследования на сравнение с линейным дренированием при контролируемых условиях.

7. Локальные геологические разнородности могут иметь место, что может привести к недостаточному вытеснению и непредсказуемым путям течения воды, в особенности, в горизонтальных скважинах.

Результаты изысканий 1 и 2 совпадают с результатами, которые наблюдались при опытной закачке полимера на месторождении. Более низкая динамическая вязкость в призабойной зоне по сравнению с проектной реологией дальних залежей была подвергнута проверке, в связи с чем было обнаружено, что в некоторых случаях давление в разумных пределах совпадает. Тем не менее, в других случаях для достижения совпадения было необходимо образование небольших трещин.

Увеличение нефтедобычи

Приёмистость по нефти дала обнадёживающие результаты, и увеличение нефтедобычи оказалось больше планировавшегося.

На рис. 3 показано, что нефтеотдача при полимерном заводнении увеличилась во всех отношениях: месторождения, контура и скважины. Эффективность полимерного заводнения показывается снижением обводненности и увеличением выработки нефти. Свыше 60% скважин дали отклик на полимерное заводнение. 

Ожидается, что со временем откликнутся и остальные скважины. При столь хорошей эффективности технологии для данного месторождения, поставка полимера стала ключевой. Выработка нефти в 2011 году оказалась максимальной за всю 31-летнюю историю разработки месторождения. Тем не менее, высокая нефтеотдача на сегодняшний день должна рассматриваться в контексте того, что она представляет собой лишь 2 года полимерного заводнения из ожидаемого 26-летнего срока проекта; таким образом, для получения конечных итогов по долгосрочным перспективам необходимо больше данных по выработке.

Наблюдательная деятельность

Наблюдение критически важно для проекта I этапа. Были получены значимые данные наблюдений, позволившие гораздо лучше понять процесс завод­нения, и также позволили идентифицировать и внедрить инновационную технику наблюдения. Результаты наблюдательной деятельности можно обобщить, как приведено ниже.

• Ступенчатые исследования в обрабатываемых скважинах, показали, что в большинстве скважин были достигнуты целевые скорости закачки при давлении, более низком, чем давление распространения/роста трещин.
• Кислородный активационный каротаж оказался пригодной альтернативой механизированному расходомеру в вертикальных скважинах, а технология распределенного измерения температуры (DTS) оказалась хорошей альтернативой для горизонтальных скважин ввиду некорректной работы глубинных расходомеров в данных условиях.
• Данные прибора для контроля действующих скважин (PLT) и DTS показали, что закачка очищенной воды после закачки полимера улучшила коэффи­циент охвата пород вытесняющей фазой по мощности пласта, как показано на рис. 4.

PLT исследования помогли идентифицировать зоны водопрорыва в добывающих скважинах. В результате, на некоторых добывающих скважинах для улучшения извлечения нефти были успешно проведены работы по водоограничению. 

• Электромагнитная интроскопия для мониторинга насыщения была признана нежелательной ввиду архитектуры заканчивания скважины.

Химический состав добываемой нефти

В проекте Фазы I использовались полимеры с высоким молекулярным весом для подготовки вязкого полимерного раствора. Данные полимеры с высоким молекулярным весом растворимы в воде. На загущающие свойства полимеров влияют такие параметры как минерализация, жёсткость воды, адсорбция, удерживание и структура полимера. В особых случаях, данные параметры могут привести к разрушению полимеров из-за нарушения молекулярной структуры. Таким образом, для использования полимеров в процессах ПНП, необходимо предотвратить их деструкцию. Вязкостные характеристики, являющиеся основным свойством полимеров, могут быть нарушены химически, механически или биологически.

Для стабилизации полимерного раствора из него выводят свободный кислород путем добавления стабилизирующих химических веществ.

Применение подобных методов для предотвращения потери вязкости осуществляются при начальном растворении полимера, и продолжаются до завершения закачки в коллектор.Применения различных ингибиторов и стабилизаторов, а также корректная конструкция оборудования растворения обеспечивается за счёт понимания базовых физико-химических требований. Азотная атмосфера для предотвращения проникновения кислорода в процесс приводит к увеличению стабильности водного полимерного раствора, и поддержанию ее при превалирующих температурах в коллекторе.

Химическими веществами, использующимися для приготовления полимерного раствора, являются полиакриламидные полимеры (молекулярный вес от 18 до 20 млн. Дальтон), тиомочевина, изопропиловый спирт, а также поглотитель кислорода. На станции растворения сухой полимерный порошок смешивается с очищенной водой и данными химическими веществами. Добавление в раствор тиомочевины и жидкого изопропилового спирта (стабилизирующих химических веществ) с поглотителем кислорода обеспечивает полимерный раствор защитными свойствами, поддерживающими требуемую вязкость.

Последующие проекты

На рис. 5 показаны фазы развития на данном месторождении. В проекте Фазы II будет использован существующий фонд скважин и избыточная производительность имеющегося оборудования для растворения и закачки полимера. План развития функционален и тщательно проработан, с учётом дополнительных 19 полимерных контуров. Целью Фазы II полимерного  заводнения в Мармуле является продолжение разработки данного месторождения, на основе успешного осуществления первой фазы проекта. Разработка Фазы II включает подготовку нагнетательных скважин и расконсервацию некоторых из закрытых скважин; таким образом, для проекта не были выделены средства на бурение. Это, в сочетании со свободными мощностями установок растворения и закачки, ограничивает капитальные затраты до небольшой суммы.

Фаза III охватывает оставшуюся часть месторождения увеличением плотнос­ти скважин закачкой полимера в них. Концепция Фазы III предполагает вертикальную разработку месторождения пяти- и девятиточечной сеткой скважин. Согласно плану, начало разработки наиболее оптимальной для разработки территории месторождения будет выполнено с пятиточечной сеткой расположения скважин с межскважинным расстоянием в 400 м. Дальнейшая разработка фланговой территории (часть территории Фазы I) месторождения начинается с девятиточечной сетки расположения скважин с межскважинным расстоянием в 600 м, а уплотнение может быть выполнено позднее с пятиточечной сеткой расположения скважин с межскважинным расстоянием в 300 м. На данный момент, проводятся исследования для оптимизации концепции разработки уплотнительных скважин и полимерного заводнения Фазы III.

Заключения

Пробное испытание данной технолгии ПНП на данном крупном месторождении позволило быстро получить понимание того, что полимерное заводнение является оптимальной концепцией МУН для месторождения. Данное знание позволило оперативно внедрить технологию при улучшении цен на нефть, что было необходимо для экономического развития. Также, понимание на раннем этапе того, что полимерная закачка является оптимальной технологией МУН, создало возможность для определения стратегии долгосрочного развития данного месторождения. Закачка полимера началась с проекта Фазы I в первом квартале 2010 года, на 27 нагнетательных скважинах. Хорошие показатели приёмистости полимера и нефтеотдачи наблюдаются на сегодняшний день по всем уровням (месторождение, контур и скважина), однако, в рамках проекта закачка полимера осуществлялась лишь 2 года из 26-летнего жизненного цикла проекта; таким образом, для прогнозирования долгосрочных показателей необходимо больше данных по добыче. Проводятся экстенсивные наблюдения и сбор данных для более полного понимания принципов и оптимизации полимерного заводнения. Оператор продолжает накапливать свой опыт полимерного заводнения по мере продолжения проекта.