ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ РЕГУЛИРОВАНИЯ ОХВАТА ПЛАСТОВ ЗАВОДНЕНИЕМ

АННОТАЦИЯ

В последнее время на месторождениях Западной Сибири большое внимание уделялось физико-химическим методам увеличения нефтеотдачи пластов (ФХ МУН), основанным на создании внутрипластовых оторочек, регулировании фильтрационных потоков с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимеров, осадкогелеобразующих композиций, растворов кислот и щелочей, органических растворителей.

Наибольший опыт применения имеют потокоотклоняющие технологии, направленные на выравнивание профилей приемистости и изоляцию высокообводненных интервалов пласта с целью вовлечения в разработку недренируемых зон залежей.

Ключевые слова: потокоотклоняющие технологии, эффективность, обводненность.

Данные технологии направлены на выравнивание профиля приемистости путем закачки в продуктивный пласт через нагнетательные скважины тампонирующих материалов (осадко-, гелеобразующие технологии, сшитые полимерные системы, эмульсионные технологии и др.). Вследствие увеличения фильтрационных сопротивлений в высокопроводящих каналах, происходит перераспределение фильтрационных потоков и повышается охват пласта заводнением, что способствует подключению в работу слабодренируемых зон пласта.

Потокоотклоняющие технологии применимы для пористых и трещиноватых коллекторов с любой пластовой температурой и приемистостью скважин выше 100 м³/сут.

Объемы реагентов и тип рабочих составов выбираются в зависимости от коллекторских свойств пласта, степени и характера обводнения скважин в низкопроницаемых и неоднородных коллекторах, наличием гидродинамической связи с продуктивным пластом и других показателей.

Внедрение потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях ТПП "Урайнефтегаз" позволило дополнительно добыть 4215,5 тыс.т нефти (1671 скважино-операция), с удельной эффективностью 2523 т/опер. За счет потокоотклоняющих технологий в 2011 г. дополнительно добыто 89,9 тыс.т нефти.

Основной объем дополнительной добычи получен за счет следующих технологий:

- гелеобразующие технологии (удельная эффективность – 3385 т/операцию): гелеобразующие составы на основе силиката натрия (ГОС) – дополнительно добыто 1408,0 тыс.т (416 обработок);

- дисперсные системы (удельная эффективность – 2604 т/операцию) - дополнительно добыто 1086,0 тыс.т нефти (417 обработок);

- осадкообразующие технологии (удельная эффективность – 2239 т/операцию) - в последнее время применялись только сульфатные смеси, дополнительно добыто 929,1 тыс.т нефти (415 операций);

- гелеобразующие технологии на основе полимеров (удельная эффективность – 1410 т/операцию) - в последнее время применялись только сшитые полимерные системы (СПС), дополнительно добыто 200,2 тыс.т нефти (142 операции);

- эмульсионные технологии (удельная эффективность – 1410 т/операцию) - в последнее время применялись только высоковязкие эмульсионные системы (ВВЭ), дополнительно добыто 247,6 тыс.т нефти (177 операций).

На Мансингьянском месторождении опыт применения потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи не велик. Дополнительная добыча нефти составила 4,6 тыс.т нефти. Основной вклад в добычу нефти внесли следующие технологии:

- гелеобразующие технологии (ГОС) (удельная эффективность – 1490 т/операцию) - дополнительно добыто 2,98 тыс.т нефти (2 операции);

- осадкообразующие технологии (СС) (удельная эффективность – 300 т/операцию) - дополнительно добыто 0.6 тыс.т нефти (2 операции);

- гелеобразующие системы на основе полимеров (СПС) (удельная эффективность – 400 т/операцию) - дополнительно добыто 0,8 тыс.т нефти (2 обработки);

- эмульсионные технологии (удельная эффективность – 170 т/операцию) - 1 операция.

На основании вышеизложенного рекомендуется дальнейшее применение методов ФХВ на нагнетательном фонде месторождения. В качестве технологии ФХ МУН предлагаются гелеобразующие составы на основе ПАА - ГОС.

Окончательно определение технологии ФХВ и объемов закачки композиций необходимо провести после контрольного определения приемистости нагнетательных скважин при давлении закачки без штуцера.

Для предотвращения преждевременного разрушения установленного экрана рекомендуется осуществлять запуск скважин с установленными штуцерами. В дальнейшем, для обеспечения необходимой компенсации отборов жидкости закачкой возможна замена штуцеров с соответствующим диаметром.

До применения ФХВ необходимо провести оценку технического состояния скважины на предмет наличия заколонной циркуляции и негерметичности э/к, и при их обнаружении – провести РИР. Для дальнейшего анализа результатов применения методов ФХВ и разработки рекомендаций на перспективу также требуется проведение ПГИС до и после обработок (потокометрия). Наличие данных по изменению профилей приемистости и перераспределению фильтрационных потоков в результате образования потокотклоняющего экрана повышает качество анализа, позволяет оценить селективность (снижение приемистости водопромытых интервалов без изоляции низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков) и эффективность ФХВ.

Список литературы:

1. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. РД 153-39.1-004-96. Москва, 1993.
2. Методический документ М-01.05.04.04.01-04 версия 1.0 «Метод оценки технологического эффекта от геолого-технических мероприятий». ПАО «Газпромнефть», Группа компаний ГПН. г. Санкт-Петербург, 2016 г.