Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов, к которым относятся в основном тяжелые и высоковязкие нефти с вязкостью 30 мПа*с и выше. Запасы таких нефтей значительно превышают запасы легких и маловязких нефтей и, по оценкам специалистов, они составляют не менее 1 трлн т [1]. В общем объеме запасов российской нефти на долю трудноизвлекаемых запасов приходится около 55 % [2].
При добыче высоковязкой нефти, как правило, используется тепловое воздействие на нефтеносные пласты. Термические методы увеличения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкую нефть [3]. Для повышения эффективности паротеплового воздействия, увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки особое внимание уделяют развитию и промышленному применению химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) [4].
Одним из таких МУН является вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ). Заводнение водными растворами ПАВ направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой.
В процессе разработки месторождения возникает необходимость контролировать и уточнять состояние залежей с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых не только при их разбуривании, но и дальнейшей эксплуатации. Наряду со стационарными и импульсными методами при контроле за разработкой широкое распространение получили методы радио-, термометрии, акустического каротажа, дебитометрии, а также специальные методики интерпретации полученных данных [5]. Однако эти методы дают информацию об околоскважинном пространстве и в малой степени позволяют определять продвижения контуров нефтеносности. Эту задачу можно решить, анализируя изменение состава добываемой нефти.
Поэтому целью исследования стало определение направленности изменения компонентного и индивидуального состава тяжелых высоковязких нефтей Усинского месторождения при использовании физико-химических технологий увеличения нефтеотдачи.
Материалы и методы исследования
В качестве объекта изучения влияния заводнения композицией ПАВ было выбрано Усинское месторождение (Республика Коми). Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения является одним из наиболее сложных объектов. Она залегает на глубине 1100–1500 м и содержит нефти с аномальной вязкостью (710 мПа·с) в карбонатах трещинно-кавернозно-порового типа нижней перми, верхнего и среднего карбона. Покрышка залежи – это толща верхнепермских глин, алевролитов и аргиллитов. В разрезе залежи выделяется 13 продуктивных пачек, которые объединяются в три эксплуатационных объекта: нижний (пачки 1–5), средний (пачки 6–8), верхний (пачки 9–13) [6]. Поскольку пермокарбоновая залежь Усинского месторождения состоит из гидродинамически связанных между собой объектов (верхнего, среднего и нижнего), состав добываемой нефти позволяет фиксировать основной объект, из которого она поступает в ту или иную скважину (рис. 1). Об этом свидетельствует проведенное нами ранее исследование состава нефтей из отдельных объектов Усинского месторождения, которые показали отличительные признаки группового и индивидуального состава нефтей каждого объекта [7].
Рис. 1. Схематический геологический профиль II–II' по продуктивным пермокарбоновым отложениям: а –границы органогенной постройки, б – кровля пермокарбоновой толщи, в –репер IV, г –разделы между объектами разработки: нижний объект (пачки 0–5), средний объект (пачки 6–8), верхний объект (пачки 9–13)
Нефть верхнего объекта характеризуется повышенным содержанием алканов, в нефтях нижнего и среднего объектов доля алканов понижена, доминируют ароматические углеводороды (АрУВ). Самым низким содержанием алканов, высокой долей ароматических и нафтеновых углеводородов («нафтеновый горб») отличаются нефти нижнего объекта.
Для детального изучения воздействия композиции ПАВ на состав добываемой нефти был выбран Восточный участок месторождения (участок А, рис. 2). На данном участке вскрыты все три объекта, но основная добыча ведется из среднего и нижнего объектов. Для мониторинга за изменением состава добываемой нефти до и после применения МУН были исследованы пробы, добытые из добывающих скважин до и после закачки композиции.
На этом участке после паротепловой обработки (ПТО) была закачана композиция НИНКА® на основе ПАВ, соли аммония и карбамида, которые в пласте под действием пластовой температуры или закачиваемого теплоносителя образуют углекислый газ СО2 и аммиачную буферную систему [8]. Данная технология позволяет снизить вязкость добываемой нефти за счет СО2, а также приводит к доотмыву остаточной нефти за счет ПАВ, что совместно с ПТО положительно влияет на изменение дебитов по нефти.
Рис. 2. Схема расположения скважин на участке А Усинского месторождения
Для изучения состава нефти использовался комплексный подход. Анализ группового состава нефти проводили методом градиентно-вытеснительной хроматографии, определяя парафино-нафтеновые углеводороды (ПНУ), ароматические углеводороды, смолы нейтральные (СН), смолы кислые (СК) и асфальтены. Разделение в аналитическом режиме проводили на приборе «Градиент», производства БашНИИНП [9, 10].
Анализ индивидуального состава н-парафинов проводили на газовом хроматографе Хромос ГХ-1000, снабженном капиллярной колонкой длиной 25 м с фазой OV – 101, газ-носитель – гелий, температура испарителя и интерфейса 250 °С; нагрев колонки осуществлялся в режиме линейного программирования температуры; начальная температура Тнач = 80 °С, повышение температуры происходило со скоростью 10 град/мин. Максимальная температура Тмакс = 280 °С.
ИК-спектры снимали в тонком слое на приборе «Nikolet 5700» в области 400–4000 см-1. Для определения изменения содержания в образцах тех или иных групп и связей применяли отношения оптических плотностей.
С1 = D1610/D1465 – соотношение суммы ароматических и алифатических структур;
С2 = D820/D1610 – соотношение полизамещенных ароматических структур к их общему содержанию;
С3 = D1710/D1610 – соотношение карбоксильных групп к сумме ароматических структур
С4 = D1380/D1465 – коэффициент разветвленности, характеризует условное содержание СН3-групп.
Результаты исследования и их обсуждение
При лабораторном моделировании процесса вытеснения Усинской нефти с карбонатной породы пласта композицией «НИНКА» было определено, что проходит последовательный отмыв компонентов нефти в порядке ПНУ – АрУВ – смолы – асфальтены [11]. Совместное применение ПТО и композиции ПАВ приводит к тому, что в пласте происходит активное перераспределение флюидов за счет капиллярных сил. Происходит вытеснение нефти с малой вязкостью горячим конденсатом из мелких пор и низкопроницаемых слоев в крупные поры, а также высокопроницаемые слои. Таким образом, происходит обмен вода – нефть – порода. При промышленной закачке данной композиции ПАВ в пласт наблюдается дополнительный процесс – увеличение охвата пласта и подключение в разработку ранее не задействованных участков с нефтью, сходной по составу с нефтью, добытой в начале разработки. Это происходит за счет снижения поверхностного натяжения на границе нефть – вода.
Как было показано в работе [7], состав нефтей Усинского месторождения меняется как по разрезу, так и по площади месторождения. Нефти из скважин, расположенных недалеко друг от друга, имеют схожие характеристики состава, поэтому за исходный образец нефти, добытый без воздействия различных композиций, была взята нефть скважины № 3441, отобранная в 2014 г.
Анализ образцов нефтей, отобранных в 2017–2018 гг., сравнительно с нефтью, отобранной в 2014 г. показал увеличение содержания ПНУ для всех скважин (табл. 1). Это свидетельствует о подключении в разработку верхнего объекта с нефтью, обогащенной ПНУ. Одновременно для нефтей скважин 3441 и 3443 наблюдается увеличение содержания асфальтенов, что свидетельствует о последней стадии доотмыва нефти.
Таблица 1
Компонентный состав и свойства нефтей Восточного участка месторождения
|
Скв. № |
Дата отбора |
Содержание, % отн. |
||||
|
ПНУ |
ПЦА |
НС |
КС |
Асфальтены |
||
|
3441 |
11.2014 |
46 |
20 |
3 |
22 |
8 |
|
3441 |
11.2017 |
54 |
12 |
3 |
20 |
12 |
|
3441 |
04.2018 |
55 |
19 |
2 |
13 |
10 |
|
3443 |
04.2018 |
56 |
18 |
3 |
7 |
16 |
|
3438 |
12.2017 |
59 |
18 |
2 |
16 |
6 |
|
3508 |
04.2018 |
65 |
15 |
1 |
14 |
6 |
|
3444 |
04.2018 |
63 |
10 |
2 |
18 |
7 |
Рис. 3. Хроматограмма нефтей Усинского месторождения: а – скв. № 3441, дата отбора ноябрь 2014, б – скв. № 3441, дата отбора ноябрь 2017
Методом газовой хроматографии показано, что распределение н-алканов (высокий «нафтеновый горб», практически полное отсутствие н-алканов) до закачки композиции (скв. № 3441, дата отбора ноябрь 2014) типично для нефтей нижнего объекта (рис. 3, а). Изменение молекулярно-массового распределение (ММР) в нефти, отобранной в 2017 г. (рис. 3, б), указывает на подток нефти верхнего объекта, что также подтверждается увеличением содержания ПНУ.
Нефть скважины № 3444, отобранная в апреле 2018, характеризуется повышенным содержанием н-алканов по сравнению с нефтью из скв.№ 3441 (рис. 4). Также данный образец нефти отличается повышенным содержанием ПНУ. Таким образом, можно предположить, что в разработку подключился верхний объект.
Анализ ИК-спектров показал увеличение относительного содержания насыщенных УВ (коэффициент С1, табл. 2), снижение относительного содержания карбоновых кислот, составляющих основу кислых смол (коэффициент С3). Это согласуется с данными по изменению группового состава и ГЖХ анализу после закачки композиции и подтверждает подключение к разработке верхнего объекта. Другие коэффициенты (С2, С4) менее информативны и не отражают процессов, происходящих в пласте после закачки композиции.
Рис. 4. Хроматограмма нефти Усинского месторождения скв. № 3444
Таблица 2
Изменение спектральных характеристик нефтей Восточного участка
|
Скв. № |
Дата отбора |
С1 |
С2 |
С3 |
С4 |
|
3441 |
11.2014 |
3.29 |
0.08 |
0.40 |
0.59 |
|
3441 |
11.2017 |
3.84 |
0.08 |
0.42 |
0.57 |
|
3443 |
04.2018 |
3.64 |
0.07 |
0.34 |
0.58 |
|
3438 |
12.2017 |
3.52 |
0.07 |
0.34 |
0.56 |
|
3508 |
04.2018 |
3.48 |
0.08 |
0.35 |
0.61 |
|
С1 = D1380+720/D1600, С2 = D975/D1470, С3 = D1710/D1610, С4 = D1380/D1463 |
|||||
Заключение
Полученные данные по изменению группового состава нефти указывают на два процесса, проходящие в пласте после закачки композиции ПАВ в скважины. При первом процессе происходит доотмыв остаточной нефти из уже дренированных участков. При втором процессе в разработку подключаются пропластки, ранее не промытые водой и содержащие нефть, обогащенную парафино-нафтеновыми углеводородами. Использование результатов анализа группового состава для контроля разработки месторождения позволило определить фронт продвижения контура нефтеносности участка А в направлении верхнего объекта.
Библиографическая ссылка
Савиных Ю.В., Чуйкина Д.И. КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ ПО ИЗМЕНЕНИЮ ЕЁ СОСТАВА // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. – 2019. – № 5. – С. 153-157;URL: https://applied-research.ru/ru/article/view?id=12755 (дата обращения: 21.11.2024).