Моделирование закачки полимер-гелевых систем для выравнивания профиля приемистости

Для проведения экспериментов использовались образцы керна из скважин месторождения и анионный высокомолекулярный полимер компании "SNF". Нижеописанные параметры играли ключевую роль при анализе полученных результатов:Проницаемость – были проведены три эксперимента с целью получения кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП) во время прокачки полимерного раствора (рисунок 10).Рисунок 10 – Зависимость фазовых проницаемостей по нефти, воде и полимеру от абсолютной проницаемостиПри изучении графиков, представленных в работе [11], исследователями было обнаружено, что концевая точка, относящаяся к нефти, претерпевает искажения вследствие изменения относительной фазовой проницаемости в связи с проявлением неньютоновских свойств. Значения фазовой проницаемости для воды и нефти при остаточной нефтенасыщенности значительно коррелируют с абсолютной проницаемостью (при росте значения проницаемости относительная фазовая проницаемость увеличивается). Такой же эффект наблюдается на графике относительной фазовой проницаемости для полимера. Это влияет на создаваемые перепады давления как при прокачке воды, так и полимерного раствора [11].Перепад давлений при прокачке–на рисунке 11 отображены зависимости перепада давления от выражения «вязкость * скорость фильтрации / значение абсолютной проницаемости», полученные в ходе экспериментов по последующему фильтрованию полимером после вытеснения водой.Рисунок 11 - Зависимость перепада давления от значения «вязкость * скорость фильтрации / значение абсолютной проницаемости»Исследовав соотношение перепадов давлений для полимерного раствора и воды в зависимости от вязкости полимерного раствора, можно установить влияние неньютоновских свойств раствора полимера на перепады давлений. Эту оценку можно осуществить путем проведения экспериментов по довытеснению полимером после вытеснения водой. На рисунке 12 отражена зависимость соотношения перепадов давления по полимеру к воде от концентрации полимерного раствора. Также в рамках этого исследования были получены данные, подтверждающие данную зависимость.Рисунок 12 - Зависимость соотношений перепадов давления по полимеру к воде от концентрации полимерного раствораИзучив указанную зависимость, исследователи [11] пришли к выводу, что увеличения коэффициента вытеснения напрямую зависят от вязкоупругих свойств высокомолекулярных полимеров.В ходе работы также проводились исследования, направленные на выявление геомеханических свойств. При анализе лабораторных исследований [11] были извлечены определённые выводы, среди которых следующие:чем больше концентрация (вязкость) полимерного раствора, тем больше коэффициент вытеснения;считается, что изменения коэффициента вытеснения при использовании данной технологии напрямую зависят от вязкоупругих свойств используемых полимеров, как относительные, так и абсолютные;при высокой концентрации полимерного раствора и перепадах давления в образцах керна наблюдаются отрицательные геомеханические изменения. Если месторождение эксплуатируется в таких условиях, этот выявленный негативный эффект может привести к увеличению обводненности добываемой продукции и формированию дополнительных каналов префильтрации.Анализируя главы 1 и 2 подведем итог о том, что технология полимерного заводнения будет эффективна при определенных геолого-физических условиях месторождения. В следующей главе будет приведена геолого-физическая характеристика Федоровского месторождения с целью определения возможности проведения технологии полимерного заводнения.3. Геолого-физическая характеристика Федоровского месторожденияФедоровское месторождение расположено в Сургутском районе в ХМАО. На рисунке 13 представлена обзорная карта района.Рисунок 13 – Обзорная карта района.Федоровское месторождение открыто в 1971 году, в 1973 году началась промышленная эксплуатация.Три структурных этажа принимают участие в геологическом строении Западно-Сибирской плиты, два из которых выделяются в составе фундамента. Первый этаж – сильно дислоцированные, палеозойски метаморфизованные породы Второй этаж – формирование пород происходило в период между геосинклинальным и платформенным -геотектоническими этапами. В отличие от пород первого этажа данные порода менее дислоцированы. Третий этаж – слагающие породы представлены большим разнообразием литолого-фациальных комплексов. Юрская система - среднеюрский отдел представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. В кровле залегает нефтеносный пласт толщиной до 20м, сформированный переслаиванием мелкозернистых песчаников. Верхнеюрский отдел представлен васюганской, георгиевской, баженовской свитами. Васюганская свита – битуминозные аргиллиты представлены в основании свиты, верхняя часть заполнена песчаником, алевролитом и аргиллитами. Георгиевская свита – преимущественно черный аргиллит. Также, темно-серыми аргиллитами представлена и Баженовская свита.Мегионская, вартовская, алымская, нижняя часть покурской свиты – составляют нижний отдел меловой системы. Верхняя часть покурской, кузнецовская, ганькинская свиты составляют верхний отдел меловой системы. Мегионская свита – в строении глинистые осадки с прослоями песчаника и алевролита. Вартовская свита – состоит из двух подсвит: нижняя – состоит из песчаника, верхняя – чередование песчаника, алевролитов и аргиллитов. Темно-серыми аргиллитами, алевролитом и песчаником представлена алымская свита. Неравномерное переслаивание плохо выдержанных по площади алевролито-песчаных, глинистых пластов наблюдается в покурской свите (нижняя часть – переслаивание песчаников, алевролитов, аргиллитов, верхняя часть – имеется мощная песчано-алеврито-глинистая толща пород). Кузнецовская система состоит преимущественно из глин, местами алевритистыми глинами. Ганькинская свита представлена исключительно глинами: темно-серые глины в нижней части, глины с зеленовато-голубоватым оттенком в верхней части.Палеогеновская система – состоит из талицкой (толщиной до 120м), люлинворской (толщиной до 203м), тавдинской (толщиной до 170м), алымской (толщиной до 100м), новомихайловской (толщиной до 80м), туртасской (толщиной до 40м) свит. Сложение системы представлено чередованием песчаников, алевролитов, глин (преобладают серые, темно-зеленые, аргиллитоподобные).По тектоническому строению можно выделить три крупных региональных тектонических элемента – Внешнюю, Центральную, и Северную области.Внешняя тектоническая область – преобладание незамкнутых и полузамкнутых структур, моноклиналей и структурных носов. Площадь области – 1,43 млн. км2. Центральная область – преобладание замкнутых структур, куполовидных поднятий, прогибов, мегавпадин, впадин. Площадь области – 0,95 млн. км2. Северная тектоническая область – преобладают резкие перепады глубин, крупные замкнутые структуры Iи II порядков, прогибы, мегапрогибы. Площадь – около 0,92 млн. км2.Выделяются нижний (образует складчатый фундамент допалеозоя и палеозоя), средний и верхний структурно-тектонических этажа.В таблице 5 представлены характеристики продуктивных пластов Федоровского месторождения.Таблица 5. Характеристика продуктивных пластовПоказателиПластыАС4АС5-8АС7-8АС9БС1БС2БС10ВС10Пористость, %25,626242626272424Нефтенасыщенная толщина пласта, м4,35,66,37,38,39,310,311,3Проницаемость, мкм20,5070,5320,0250,2690,2480,3630,2190,265Температура пласта, ℃-58555862596766Коэффициент нефтенасыщенности0,590,630,540,670,640,660,670,68Федоровское месторождение ПАО «Сургутнефтегаз» является отличным кандидатом для проведения технологии полимерного заводнения. Данное месторождение характеризуется следующими особенностями: зональная и слоистая неоднородность продуктивных пластов, низкая минерализация пластовых вод, наличие большого количества остаточных запасов нефти и низкопроницаемых коллекторах.Месторождение находится на четвертой стадии разработки – по причине неоднородности, продуктивные пласты характеризуется большим количеством промытых зон – вода с нагнетательных скважин проходит к забою добывающих скважин через высокопроницаемые участки, минуя участки с низким значением проницаемости.