Способ полимерного заводнения нефтяных пластов Российский патент 2024 года по МПК E21B43/20 E21B43/22 E21B43/24 C09K8/588 

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке месторождений, где добыча нефти осуществляется с применением заводнения пласта в условиях ограничений по приемистости нагнетательных скважин. В первую очередь, при разработке геологически неоднородных залежей высоковязкой нефти, в том числе в слабосцементированных коллекторах, поскольку данные объекты наиболее эффективно разрабатываются с применением методов увеличения нефтеотдачи, в том числе полимерного заводнения.

Известен способ RU 2706978 С2 Е21В 43/20, C09K 8/58, опубл. 28.10.2019 полимерного заводнения в слабосцементированном коллекторе, включающий закачку в нагнетательные скважины водного раствора полимера целевой концентрации 0,1-0,2%, отличающийся тем, что до начала закачки осуществляют отработку на щадящих режимах нагнетательных скважин в течение не менее 3-х месяцев, после чего переходят к закачке водного раствора полимера с концентрацией 0-30% от целевой и ее постепенным повышением таким образом, чтобы обеспечивался требуемый уровень приемистости без превышения в нагнетательных скважинах максимально допустимого забойного давления, при этом для приготовления раствора используют высокомолекулярные синтетические полимеры с выраженными псевдопластическими свойствами. В совокупности это позволяет снизить в процессе закачки интенсивность разрушения поровой структуры слабосцементированного коллектора и риски образования высокопроводящих каналов опережающего обводнения, без ущерба эффективному поддержанию пластового давления.

Недостатком способа является то, что при применении способа на уже разбуренном фонде скважин существующие плотность и конфигурация сетки скважин могут ограничить возможность достижения целевых показателей вязкости раствора полимера без превышения в нагнетательных скважинах максимально допустимого забойного давления. Требование по максимально допустимому забойному давлению является ключевым для эффективной разработки в слабосцементированных коллекторах или при рисках автоГРП, поскольку разрушение коллектора в процессе фильтрации агента закачки негативно сказывается на коэффициенте охвата пласта заводнением (Khodaverdian М. Polymer Flooding in Unconsolidated-Sand Formations: Fracturing and Geomechanical Considerations. // SPE 121840. - 2009.; Иванцов H.H. Технологии разработки месторождений высоковязкой нефти на примере Русского месторождения / Иванцов Н.Н., Лапин К.Г. // Тезисы докладов XVII научно-практической конференции Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. - 03-05.10.2017, г. Сочи. - С. 18.). Кроме того, ограничение приемистости нагнетательных скважин при полимерном заводнении снижает прирост дополнительной добычи нефти в сравнении с вариантом заводнения пласта водой.

При полимерном заводнении гидродинамическая связь, как и пьезопроводность, между нагнетательной и добывающей скважинами снижена из-за более равномерного фронта вытеснения, более медленного развития обводненности, слабовыраженных языков прорыва агента закачки. Воронка депрессии в добывающей скважине и воронка репрессии в нагнетательной скважине не контактируют дольше, чем при заводнении водой, в результате чего в нагнетательной скважине быстро достигается ограничение по максимальному забойному давлению. Данная проблема особенно актуальна в случае относительно разряженной или смещенной сетки скважин.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение текущей добычи нефти и коэффициента извлечения нефти при разработке залежи с применением полимерного заводнения путем обеспечения целевой приемистости нагнетательных скважин и концентрации водного раствора полимера с одновременным соблюдением ограничений по допустимому забойному давлению для уже сформированной на объекте сетки скважин.

Решение поставленной задачи позволит увеличить текущую и накопленную добычу нефти, поскольку из мировой практики известно, что прирост добычи нефти от полимерного заводнения тем выше, чем больше накопленный объем полимера, закачанного в пласт (Sheng J. Status of Polymer-Flooding Technology. // SPE 174541. - 2015). Кроме того, обеспечение необходимой приемистости при закачке вязкого водного раствора полимера без превышения допустимых забойных давлений позволит сохранить структуру порового пространства слабосцементированного коллектора, что положительно влияет на коэффициент охвата пласта заводнением и предотвращает кинжальные прорывы агента закачки в добывающие скважины с последующим резким обводнением продукции. Под агентами закачки в данном изобретении понимаются вода различной температуры и водный раствор полимера различных температур и концентраций.

Поставленная задача решается тем, что в заявленном способе полимерного заводнения нефтяных пластов, в условиях ограниченной приемистости скважин (например, в случае слабосцементированного коллектора или рисков автоГРП) осуществляют закачку нагретого водного раствора полимера в часть нагнетательных скважин, а в остальные нагнетательные скважины осуществляют закачку горячей воды (с чередованием скважин по площади), при этом закачку осуществляют в течение не более 1 месяца, после чего агент закачки на всех нагнетательных скважинах меняют на противоположный, то есть реализуют чередование по агенту закачки. Кроме того, длительность каждого из циклов постепенно увеличивают до не более 3 месяцев. Кроме того, осуществляют вариацию концентрации нагретого водного раствора полимера. Для достижения наибольшего коэффициента извлечения нефти закачку начинают с концентрации не более 0,01%, ежегодно увеличивая на не более 0,02% до достижения целевой концентрации раствора, в то время как для достижения максимального прироста текущей добычи нефти (за первые 5 лет) закачку начинают с повышенной концентрации раствора (не менее чем на 40%), доводя до целевой в течение 3-х лет ежегодными равномерными понижениями. В первом случае ожидается максимальный прирост коэффициента извлечения нефти за весь период разработки, во втором случае достигаются максимальные приросты добычи нефти в сравнении с базовым вариантом разработки данного месторождения в первые годы осуществления воздействия с целью повышения технико-экономической эффективности проекта.

Стоит отметить, что целевые (оптимальные) концентрации растворов полимеров, периодичность и температура закачки агентов зависят от свойств пласта и должны определяться для каждого объекта отдельно на основе лабораторных и вычислительных экспериментов. Например, для рассмотренного далее месторождения изучены концентрации водного раствора полимера от 0,01 до 0,1%, температура - от пластовой до 80°С, а периодичность чередования - от 1 до 12 мес.

Как видно из сравнения прототипа и предлагаемого способа, основным отличием является то, что в предлагаемом способе закачку нагретого водного раствора полимера чередуют с закачкой горячей воды, что позволяет увеличить приемистость нагнетательных скважин без превышения допустимых забойных давлений даже в условиях неоптимальной сетки скважин (разряженной и/или смещенной). Тогда как в прототипе при попытке обеспечения целевой приемистости при той же концентрации раствора вероятно превышение допустимого забойного давления в случае неоптимальной сетки скважин. Несоблюдение требований по допустимому забойному давлению в условиях слабосцементированного коллектора приводит к геомеханическим рискам, таким как гидроразрыв пласта или развитие каналов кинжальных прорывов, с последующим резким ростом обводнения добываемой продукции, снижением коэффициента охвата заводнением и коэффициента извлечения нефти (КИН) (Khodaverdian М. Polymer Flooding in Unconsolidated-Sand Formations: Fracturing and Geomechanical Considerations. // SPE 121840. - 2009.; Иванцов H.H. Технологии разработки месторождений высоковязкой нефти на примере Русского месторождения / Иванцов Н.Н., Лапин К.Г. // Тезисы докладов XVII научно-практической конференции Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. - 03-05.10.2017, г. Сочи. - С. 18.).

Необходимый технический результат предлагаемого способа достигается путем обеспечения требуемой приемистости нагнетательных скважин при заданной целевой концентрации водного раствора полимера в условиях ограничений по максимальному забойному давлению закачки и неоптимальной сетки скважин.

Во-первых, осуществляется нагрев водного раствора полимера, что снижает вязкость раствора при закачке и, как результат, приводит к более низкой репрессии на пласт при одной и той же приемистости. Соответственно, возникает возможность осуществлять закачку с большей приемистостью. При этом при фильтрации раствора вглубь пласта происходит его постепенное остывание, а также снижение скорости продвижения. Оба фактора приводят к повышению кажущейся вязкости полимера. Кроме того, остывание раствора полимера сопровождается передачей части тепла пластовым флюидам, что приводит к снижению вязкости нефти, более благоприятному соотношению подвижностей вытесняющей и вытесняемой фаз. Данные факторы приводят к выравниванию фронта вытеснения, повышению коэффициента охвата заводнением и коэффициента извлечения нефти.

Температура нагрева раствора определяется технико-экономическими критериями эффективности для каждого конкретного пласта и пластовых флюидов. В отличие от способа RU 2706978 С2 Е21В 43/20, C09K 8/58, опубл. 28.10.2019, в предлагаемом способе могут применяться высокие температуры (>80°С) нагрева раствора, при условии использования термоустойчивых марок полимера. Данное решение может оказаться эффективным для обеспечения необходимой вязкости раствора и, как следствие, приемистости в условиях неоптимальной сетки скважин. Важно обеспечить требуемую приемистость, поскольку при ее низких значениях кроме чрезмерного снижения пластового давления будет происходить повышение кажущейся вязкости раствора при закачке ввиду наличия у полимера псевдопластических свойств.

Во-вторых, осуществляется чередование закачки нагретого водного раствора полимера и горячей воды, что улучшает приемистость скважин ввиду закачки маловязкого агента (воды), а также за счет повышения фазовой проницаемости по воде и раствору полимера. Это позволяет сократить время, в течение которого устанавливается гидродинамическая связь между скважинами, что положительно сказывается на долгосрочной приемистости нагнетательных скважин, в том числе в случае редкой или смещенной сетки скважин.

При этом чередование агентов закачки в начале воздействия на пласт осуществляется часто (начиная с периода не более 1 месяца), что позволяет быстрее повысить фазовую проницаемость вблизи нагнетательной скважины и добиться более быстрой фильтрации высоковязкого раствора полимера вглубь пласта.

В-третьих, осуществляется постепенное изменение концентрации нагретого водного раствора полимера, что позволяет либо повысить коэффициент извлечения нефти (в случае начала закачки с повышенных концентраций раствора), либо повысить приемистость скважин в начальный период воздействия (в случае начала закачки с пониженных концентраций). Величина и скорость изменения концентрации зависят от свойств пласта и пластовых флюидов и подбираются таким образом, чтобы в процессе изменения концентрации закачка осуществлялась в пределах допустимого забойного давления.

Предлагаемый способ поясняется графиками, где на фиг. 1 показана зависимость коэффициента вытеснения нефти водным раствором полимера на керне (т.е. доля вытесненной нефти в сравнении с ее исходным объемом) в зависимости от концентрации раствора; на фиг. 2 - зависимость прироста коэффициента вытеснения при прокачке водного раствора полимера различной температуры в сравнении с прокачкой воды той же температуры и прокачкой воды пластовой температуры 20°С; на фиг. 3 - вязкость водных растворов полимера в зависимости от температуры; на фиг. 4 - градиенты давлений, возникающие при последовательной фильтрации воды, водного раствора полимера различной концентрации и воды.

Отличительными признаками заявленного изобретения являются:

Закачка нагретого водного раствора полимера, в том числе с использованием термоустойчивых марок полимера, что позволяет снизить вязкость раствора и давление закачки, повысить приемистость скважин. При фильтрации раствора вглубь пласта происходит его постепенное остывание, а также снижение скорости продвижения. Оба фактора приводят к повышению кажущейся вязкости раствора полимера, что положительно сказывается на выравнивании фронта вытеснения с повышением коэффициента охвата и КИН. Кроме того, остывание раствора полимера сопровождается передачей части тепла нефти, что приводит к снижению вязкости нефти, более благоприятному соотношению подвижностей вытесняющей и вытесняемой фаз и, как результат, дальнейшему повышению коэффициент охвата и КИН.

Чередование закачки нагретого водного раствора полимера и горячей воды, что позволяет улучшить среднюю приемистость скважин и фазовую проницаемость по воде и раствору полимера. Это положительно влияет на энергетику пласта, а также позволяет раствору полимера эффективно продвигаться по пласту, увеличивая приемистость нагнетательных скважин и коэффициент извлечения нефти в пределах элемента заводнения.

Увеличение длительности периодов закачки нагретого водного раствора полимера и горячей воды, начиная с не более 1 месяца в начале закачки, до не более 3 месяцев в дальнейшем.

Постепенное изменение концентрации нагретого водного раствора полимера, что позволяет либо повысить коэффициент извлечения нефти (в случае постепенного повышения концентрации раствора, начиная с не более 0,01%), либо повысить приемистость скважин и технико-экономическую эффективность в начальный период воздействия (в случае начала закачки с повышенных концентраций раствора и выхода на целевую концентрацию в течение 3-х лет). Величина и скорость изменения концентрации зависит от свойств пласта и пластовых флюидов и подбирается таким образом, чтобы в процессе изменения концентрации закачка осуществлялась в пределах допустимого забойного давления.

Результаты вычислительных экспериментов показывают, что применение совокупности данных решений повышает эффективность заводнения нагретыми водными растворами полимера на объектах высоковязкой нефти, где действуют условия ограниченной приемистости скважин.

Далее представлены результаты лабораторных экспериментов и моделирования, которые позволили уточнить параметры предлагаемого способа.

Результаты лабораторных экспериментов.

Полимерное заводнение обычно применяется на месторождениях высоковязкой нефти, которые, в свою очередь, часто залегают относительно неглубоко в коллекторах, представленных слабосцементированным песчаником. Известно, что в условиях высоковязкой нефти и слабосцементированного коллектора наиболее выражены риски формирования неравномерного фронта вытеснения [Иванцов Н.Н. Технологии разработки месторождений высоковязкой нефти на примере Русского месторождения / Иванцов Н.Н., Лапин К.Г. // Тезисы докладов XVII научно-практической конференции Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. - 03-05.10.2017, г. Сочи. - С. 18.], поскольку одновременно действуют несколько негативных факторов: неоднородность пласта по проницаемости, вязкостная неустойчивость из-за различной подвижности вытесняющей и вытесняемой фаз, а также геомеханическая неустойчивость коллектора, в результате которой в наиболее проницаемых участках происходит «намыв» каналов преимущественной фильтрации.

В данных условиях полимерное заводнение позволяет улучшить фронт вытеснения за счет снижения влияния фактора вязкостной неустойчивости и, в некоторой степени, влияния неоднородности ФЕС. Повышение температуры раствора, в свою очередь, обладает дополнительными преимуществами:

- относительно высокая приемистость закачки ввиду сниженной вязкости агента воздействия. Ограничение приемистости является главной сложностью при закачке ненагретых растворов полимера в условиях слабосцементированного коллектора;

- повышается эффективность введенного в пласт тепла, поскольку при закачке растворов полимера прорыв в добывающую скважину происходит значительно позднее, а развитие обводненности - значительно медленнее. Кроме того, поскольку в фильтрацию вовлекаются низкопроницаемые интервалы, распространение тепла происходит более равномерно;

- повышение коэффициента вытеснения (Квыт) при применении высокомолекулярных полимеров при пластовой температуре за счет действия вязкоупругих сил показано в способе [RU 2706978 С2 Е21В 43/20, C09K 8/58, опубл. 28.10.2019]. При повышенной температуре возможен дополнительный отмыв нефти;

- повышенная температура в большей степени снижает вязкость нефти, чем раствора полимера, улучшая коэффициент подвижности. Это позволяет достигнуть большего Кохв, чем при закачке раствора полимера пластовой температуры.

При закачке ненагретых растворов полимера происходит фактическое снижение температуры агента ниже пластовой в результате остывания в емкостях и линиях на поверхности, а также при прохождении через интервал многолетнемерзлых пород (при наличии). Это приводит к снижению приемистости ниже планируемой, проявлению негативных геомеханических свойств, снижению Кохв.

Подходящим объектом для применения способа являются пласты Покурской свиты (ПК) и приуроченные к ним месторождения в Западной Сибири. В способе RU 2706978 С2 Е21В 43/20, C09K 8/58, опубл. 28.10.2019 представлены результаты лабораторных экспериментов, подтверждающих значительную эффективность растворов полимера для одного из таких месторождений. Далее рассмотрим результаты неизотермических исследований закачки растворов полимера на керне того же месторождения.

Концентрация раствора.

В мировой практике выявлено, что величина дополнительной добычи нефти при полимерном заводнении находится в прямой зависимости от накопленного объема закачки полимера (Sheng J. Status of Polymer-Flooding Technology. // SPE 174541. - 2015.). Вероятно, концентрация раствора полимера и, как следствие, вязкость раствора, является ключевым фактором, влияющим на величину Квыт.Наибольшие Квыт по раствору полимера (КвытП) получены именно в экспериментах с максимальной вязкостью. На фиг.1 показана зависимость КвытП от концентрации при пластовой температуре 20°С. Зависимость осложнена влиянием различных скоростей фильтрации и проницаемости, тем не менее, общий тренд на увеличение наблюдается.

Таким образом, обеспечение максимально возможной концентрации раствора полимера при сохранении целевых объемов закачки приводит к максимизации дополнительной добычи нефти на месторождении не только за счет повышения коэффициента охвата вытеснением (Кохв), но и за счет повышения Квыт. Это соотносится с мировым опытом использования высокомолекулярных полимеров (Sheng J. Status of Polymer-Flooding Technology. // SPE 174541. - 2015; Wang D. The Influence of Viscoelasticity on Displacing Efficiency - From Micro- to Macroscale. // SPE 109016. - 2007.). Например, на месторождении Дацин (Китай) использование вязкоупругого полимера 3000 ppm (0,3%, 15-30 млн. Дальтон) приводит к повышению капиллярного числа в 1000 раз, т.е. эффект сопоставим с применением ПАВ (Wang D. The Influence of Viscoelasticity on Displacing Efficiency - From Micro- to Macroscale. // SPE 109016. - 2007.).

Температура закачки.

Оценка влияния температуры закачки выполнена путем сравнения соотношений коэффициентов вытеснения по полимерному раствору и воде КвытП/КвытВ вместо прямой оценки прироста КвытП для минимизации погрешности из-за различных проницаемостей и марок полимеров в отдельных экспериментах. На фиг. 2 приведены зависимости прироста Квыт при закачке полимерного раствора концентрацией 1500 ppm при различных температурах, причем слева (фиг. 2А) сравнение выполнено с закачкой воды соответствующей температуры (т.е. также подогретой), тогда как справа (фиг. 2Б) сравнение выполнено с водой пластовой температуры (т.е. с обычным заводнением).

Прирост Квыт при закачке полимера 1500 ppm при любых температурах в сравнении с закачкой воды той же температуры составил 1,06-1,31 раза, при этом отметим отсутствие прироста и даже снижение показателя КвытП/КвытВ при повышении температуры. Можно предположить, что вязкоупругие свойства высокомолекулярных растворов полимера при повышенных температурах также проявляются (прирост Квыт есть), однако с увеличением температуры и, как результат, снижении кажущейся вязкости раствора положительный эффект снижается.

Отметим абсолютный прирост КвытП/КвытВ в 1,16-1,71 раз (в среднем 1,33), если делать сравнение с прокачкой воды 20°С, т.е. если сравнивать эффективность воздействия нагретым раствором полимера с заводнением ненагретой водой.

Зависимость вязкости от температуры показана на фиг. 3. В данном случае приведен пример зависимостей для высокомолекулярных марок полимеров FP 3630S, FC6240, С319, Р329. Нагрев растворов полимера позволяет значительно снизить вязкость на забое нагнетательных скважин, что при одних и тех же ограничениях по давлению закачки позволяет увеличить приемистость.

Перепад давлений при прокачке.

Перепад давления при прокачке раствора через образец косвенно отражает репрессию, необходимую для закачки раствора в скважину, а также градиенты давлений в поровом пространстве. Чем выше репрессия и градиенты давления в пласте, тем выше вероятность негативных геомеханических изменений, которые в первую очередь происходят в основных каналах фильтрации между скважинами, характеризующихся повышенной проницаемостью.

В этом контексте рассмотрим наблюдавшиеся в экспериментах градиенты, с учетом фактически возникающей в пласте последовательности фильтрации: сначала на фронте вытеснения идет вода (или растерявший концентрацию из-за адсорбции раствор полимера), затем идет раствор полимера повышающейся концентрации, после чего снова фильтруется вода.

Фиг. 4(А) показывает градиенты давления в зависимости от проницаемости при закачке воды различной температуры. Градиенты давления характеризуются низкими величинами, особенно при повышенных температурах.

Фиг. 4(Б) отражает градиенты давления при прокачке раствора 700 ppm. Очевидно, что при высокой проницаемости и повышенной температуре (одновременно) градиенты давления остаются низкими, сопоставимыми с прокачкой воды. Тогда как при температуре 20°С или при низкой проницаемости градиенты возрастают в несколько раз.

Фиг. 4(В) отражает градиенты давления при прокачке раствора 1500 ppm. Градиенты давления повысились в несколько раз, но при проницаемости свыше 750 мД и температуре фильтрации 50 и 80°С остаются невысокими. Тогда как при температуре фильтрации 20°С градиенты максимальны.

Фиг. 4(Г) показывает остаточные градиенты давления, которые возникают при фильтрации воды после прохождения полимерного фронта вытеснения. Можно отметить, что они сопоставимы с градиентами при первоначальной фильтрации воды.

Как и ожидалось, температура существенно снижает перепад давлений при закачке раствора полимера. Допустимым сквозным исключением на всех графиках является эксперимент на образцах пласта ПК4, в котором зафиксированы повышенные градиенты, выбивающиеся из тенденций. Это единственный эксперимент, который выполнялся на образцах пласта ПК4, характеризующийся более высокой степенью неоднородности.

Результаты вычислительных экспериментов.

Результаты лабораторных исследований использовались в вычислительных экспериментах на гидродинамической модели того же месторождения. Подготовлена синтетическая секторная модель, содержащая несколько элементов разработки с применением горизонтальных скважин. В модели задана вертикальная и латеральная неоднородность по проницаемости, которая имитирует фактически наблюдаемую в пласте степень неоднородности, а именно: наличие высокопроницаемых пропластков в продуктивной толще, а также каналов фильтрации в условиях флювиальных отложений.

Описаны реологические свойства полимерных растворов с псевдопластическими свойствами, зависимости ОФП по нефти и водной фазе от концентрации раствора полимера, его адсорбция, деструкция, температурные зависимости вязкостей и плотностей флюидов. Скважины горизонтальные длиной 500 м. Сетка смещенная, с расстоянием 150 м. между рядами. В вариантах с холодной и горячей водой управление закачкой осуществляется исходя из компенсации 100%, тогда как в вариантах с растворами полимеров срабатывает ограничение на нагнетательных скважинах по максимально допустимому забойному давлению.

Моделировалась закачка холодной воды, горячей воды (80°С), раствора полимера 0,07%, а также нагретого до 60°С раствора полимера 0,07%. Кроме того, в соответствии со способом рассмотрена чередующаяся закачка нагретого раствора полимера и горячей воды каждые 3 месяца, причем чередование осуществляется через одну скважину в каждом ряду. Расчеты осуществлены на 20 лет. Описание вариантов и приросты добычи нефти в сравнении с базовым вариантом №1 на 5, 10, 15 и 20 лет представлены в таблице.

Базовой технологией разработки данного объекта является закачка воды пластовой температуры (№1). За 20 лет разработки данного участка добыча нефти составляет 1,2 млн м³ или 200 тыс.м³ на одну добывающую скважину.

Закачка горячей воды (№2) позволяет повысить уровень добычи в каждую пятилетку, с приростом 20% к базовой технологии за 20 лет. Это достигается за счет повышения коэффициента подвижности в пластовых условиях при температуре 80°С ввиду значительного большего снижения вязкости нефти, чем вязкости закачиваемой воды. Кроме того, повышена приемистость нагнетательных скважин, что приводит к интенсификации разработки.

При закачке раствора полимера 0,07% прирост добычи нефти за 20 лет составил 21% (№3) в сравнении с базовой технологией. Однако в первые 5 лет наблюдается отрицательный прирост, что является следствием ограничений по забойному давлению и, соответственно, приемистости нагнетательных скважин в условиях слабосцементированного коллектора.

Закачка нагретого раствора полимера (№4) совмещает преимущества горячей воды и раствора полимера. Прирост добычи за 20 лет составляет 27%. Тем не менее, в первые 5 лет эффект не проявляется из-за низкой приемистости нагнетательных скважин. Отметим, что температура раствора составляет 60°С на забое нагнетательных скважин, исходя из ограничений по термодеструкции полимера (не более 80°С на устье скважин, учитываются теплопотери по стволу). При этом возможно использование термоустойчивых марок полимера, что позволит применить более высокие температуры закачки и достичь большей технологической эффективности.

В варианте №5.1 реализовано чередование каждые 3 месяца горячей воды и нагретого раствора полимера. С одной стороны, это позволяет добиться высокого коэффициента извлечения нефти за весь период (добыча нефти +27%, что сопоставимо с вариантом №4). С другой стороны, отсутствует свойственное вариантам с растворами полимеров «проседание» добычи в первые годы разработки - за первые 5 и 10 лет получен абсолютный прирост добычи нефти 9 и 18%. Этот эффект обеспечивается наличием периодов закачки горячей воды, которая осуществляется с гораздо более высокой приемистостью (поддержание пластового давления), кроме того, происходит повышение фазовой проницаемости (и, как результат, приемистости скважин) при последующей закачке нагретого раствора полимера.

Вариант №5.2 уточняет оптимальный период чередования закачки горячей воды и нагретого раствора полимера. Периодичность свыше 3 мес.негативно сказывается на приемистости нагнетательных скважин в начальный период воздействия, что снижает текущую нефтеотдачу. В свою очередь, чередование закачки каждый месяц в первый год разработки позволяет нивелировать проблему приемистости.

Вариант по предлагаемому способу (№6.1) реализует постепенное увеличение периодов чередования закачки горячей воды и нагретого раствора полимера с 1 мес. до 3 мес. (увеличение на 1 мес. ежегодно), при этом повышение концентрации раствора до целевой 0,07% осуществляется постепенно с 0,01% (увеличение на 0,02% ежегодно) с целью обеспечения максимально возможной приемистости скважин. Данный вариант позволяет добиться максимальной нефтеотдачи за 20 лет (+30%). Отметим, однако, что прирост в первые 5 лет ниже, чем при постоянной концентрации, что объясняется меньшим объемом закачки раствора на данную дату из-за сниженных концентраций.

Вариант по предлагаемому способу №6.2 реализует постепенное увеличение периодов чередования закачки горячей воды и нагретого раствора полимера с 1 мес. до 3 мес. (увеличение на 1 мес. ежегодно), при этом осуществляется снижение концентрации раствора с повышенной на 40% начальной концентрации (0,1%) до целевой (0,07%). В отсутствие значительных ограничений по приемистости скважин, это позволяет повысить прирост добычи в первые годы эксплуатации (+11% за первые 5 лет), что является существенным для экономической эффективности проекта.

Отметим, что применение в способе раствора полимеров значительно сокращает эксплуатационные затраты, связанные с меньшими объемами закачки и добычи жидкости, в сравнении с базовым вариантом или при закачке горячей воды.

Выравнивание фронта вытеснения при применении нагретого раствора полимера позволяет отсрочить прорыв и замедлить обводнение реагирующих скважин. В том числе это приводит к повышению эффективности вводимого в пласт тепла в сравнении с закачкой горячей воды, поскольку значительная часть тепла остается в пласте и не выходит вместе с циркулируемой по пласту водой.

Таким образом, на основе лабораторных исследований и вычислительных экспериментов подтвержден технический результат заявленного способа заводнения с применением нагретых растворов полимера: способ позволяет повысить КИН, увеличить дебиты нефти, снизить скорость развития обводненности продукции и таким образом сократить объемы добываемой жидкости, что в совокупности позволяет улучшить экономические показатели проекта. В рассмотренных примерах прирост добычи нефти в сравнении с прототипом составил 14% в первые 5 лет, 7% за 20 лет.

В промысловых условиях способ реализуется следующим образом. На объектах высоковязкой нефти, в условиях ограниченной приемистости скважин (например, в случае слабосцементированного коллектора или рисков автоГРП), осуществляют закачку нагретого раствора полимера в часть нагнетательных скважин, при этом в остальные нагнетательные скважины (с чередованием по площади) осуществляется закачка горячей воды. Оптимальная температура агентов закачки определяется, исходя из результатов экспериментов для условий данного объекта. Закачка стартует с периода не более 1 месяца, после чего агент закачки на всех нагнетательных скважинах меняется, то есть реализуется чередование по агенту воздействия. Через 1 год данных циклов закачки длительность каждого из циклов увеличивается до 3 месяцев. Кроме того, осуществляют вариацию концентрации нагретого раствора полимера. Для достижения максимальной нефтеотдачи закачку начинают с минимальной концентрации 0,01%, ежегодно увеличивая на 0,02% до достижения целевой концентрации. Для достижения максимального прироста добычи нефти в начальный период закачку нагретого раствора полимера начинают с повышенной (на 40%) концентрации, доводя до целевой в течение 3-х лет ежегодными равномерными понижениями.

Для каждого месторождения, в зависимости от геологических характеристик, свойств пластовых флюидов и существующих ограничений по режимам работы скважин, температура агентов закачки, начальная и целевая концентрация нагретого раствора полимера, а также скорость изменения концентрации и частота чередования с закачкой горячей воды подбираются индивидуально с использованием гидродинамического моделирования, лабораторных экспериментов и опытно-промышленных испытаний.

Использованная в способе совокупность существенных признаков позволяет решить поставленную задачу увеличения текущей добычи нефти и коэффициента извлечения нефти при разработке залежи путем заводнения нагретым раствором полимера, при котором обеспечивается закачка раствора с необходимой приемистостью и концентрацией с соблюдением ограничений по забойному давлению в нагнетательных скважинах для сформированной на объекте сетки скважин.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке месторождений, где добыча нефти осуществляется с применением заводнения пласта в условиях ограничений по приемистости нагнетательных скважин. Способ полимерного заводнения нефтяных пластов включает закачку в нагнетательные скважины агентов закачки с обеспечением требуемого уровня приемистости без превышения в нагнетательных скважинах максимально допустимого забойного давления. При этом в часть нагнетательных скважин осуществляют закачку нагретого водного раствора полимера, тогда как в остальные нагнетательные скважины осуществляют закачку горячей воды, с обеспечением равномерного чередования по площади агентов закачки. При этом закачку осуществляют в течение не более 1 месяца. После чего агент закачки на всех нагнетательных скважинах меняют на противоположный. В дальнейшем реализуют чередование агентов закачки с увеличением длительности закачки до не более 3 месяцев. При этом температура агентов закачки применяется выше пластовой и определяется из результатов лабораторных и вычислительных экспериментов для условий нефтяного пласта. Техническим результатом является повышение коэффициентов охвата и вытеснения, КИН, увеличение текущих дебитов нефти, снижение скорости развития обводненности продукции. 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 4 ил.

1. Способ полимерного заводнения нефтяных пластов, включающий закачку в нагнетательные скважины агентов закачки с обеспечением требуемого уровня приемистости без превышения в нагнетательных скважинах максимально допустимого забойного давления, при этом в часть нагнетательных скважин осуществляют закачку нагретого водного раствора полимера, тогда как в остальные нагнетательные скважины осуществляют закачку горячей воды, с обеспечением равномерного чередования по площади агентов закачки, при этом закачку осуществляют в течение не более 1 месяца, после чего агент закачки на всех нагнетательных скважинах меняют на противоположный, а в дальнейшем реализуют чередование агентов закачки с увеличением длительности закачки до не более 3 месяцев, при этом температура агентов закачки применяется выше пластовой и определяется из результатов лабораторных и вычислительных экспериментов для условий нефтяного пласта.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для достижения максимального коэффициента извлечения нефти увеличивают концентрацию нагретого водного раствора полимера на величину не более 0,02% ежегодно до достижения целевой концентрации, начиная с концентрации не более 0,01%.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для достижения максимального прироста добычи нефти в первые 5 лет начинают закачку нагретого водного раствора полимера с повышенной на 40% и более концентрацией, в сравнении с целевой, постепенно доводя до целевой в течение не менее 3-х лет.