МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ, НАПРАВЛЕННЫЕ НА ВОССТАНОВЛЕНИЕ ИЛИ ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

В настоящее время более 90% текущих извлекаемых запасов нефти промышленных категорий месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» относятся к категории трудноизвлекаемых.

Как показывает отечественный и мировой опыт, эффективная разработка заводнением таких запасов невозможна без массового применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), основными их которых являются химические (ХМУН). Начиная со стадии прогрессирующего обводнения продукции ХМУН позволяют экономически оправданно повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) на 3 – 15% и более, а также существенно продлить срок рентабельной разработки пласта. При этом они являются безальтернативными и не могут быть заменены другими видами МУН – гидроразрывом пласта (ГРП), горизонтальными скважинами (ГС) или боковыми стволами (БС). Химические МУН используются комплексно вместе с ними, так как являются не только самостоятельным методом повышения нефтеотдачи, но и основным способом регулирования разработки залежей при их заводнении. В последние годы за счет применения ХМУН в мире ежегодно добывается более 100 млн. т нефти, и эта величина постоянно возрастает. Успешность применения технологий составляет 70 – 95%, а эффективность в среднем по залежам колеблется в пределах 0,5 – 8,0 тыс. т дополнительной добычи нефти на одну скважино-операцию.

Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважины можно разделить на химические, физические и тепловые. Зачастую для получения наиболее эффективных результатов данные методы применяют комплексно или последовательно. Выбор метода воздействия определяется пластовыми условиями.

В данной статье были рассмотрены часто применяемые технологии химических методовувеличения нефтеотдачи.

Наибольшее применение среди химических методов имеютвязкоэмульсионный состав(ВЭС) и осадкогелеобразующий состав (ОГС).

Сущность технологии вязких эмульсионных составов.

При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности продуктивных горизонтов, в условиях поддержания пластового давления за счет закачки воды, происходит опережающее обводнение высокопроницаемых и водонасыщенных нефтью пластов и участков эксплуатационного объекта и частичное или полное «отключение» из процесса выработки средне- и низкопроницаемых прослоев.

Технология является основной эмульсионной технологией и базовой для всех эмульсионных технологий. Она реализовывается в двух модификациях: закачка ВЭС с КНС и адресная закачка ВЭС – индивидуально в конкретную нагнетательную скважину. Объем закачки раствора в одну нагнетательную скважину находится в диапазоне от 20 до 900 м³. Основной используемый реагент – эмульгатор (нефтенол, эмультерм и т.д.) с рабочей концентрацией 1-5% вес. Первый вариант её реализации (закачка от КНС) прекратили использовать с 2009 года в связи с низкой технико-экономической эффективностью.

Механизм действия технологии заключается в создании в наиболее проницаемых, наиболее выработанных интервалах пласта, в которые преимущественно поступает состав, повышенного фильтрационного сопротивления и подключения за счет этого к процессу фильтрации слабодренируемых и неработающих интервалов пласта, что приводит к выравниванию профиля приемистости (ВПП) и увеличению охвата пласта заводнением. Кроме этого, ВЭС, обладающий повышенными вязкостными свойствами, способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти по сравнению с традиционным заводнением. Эффект завершается после разрушения эмульсии, которое при правильном обосновании объема и концентрации основного компонента - нефтенола – может наступить через 10-12 месяцев после закачки ВЭС.

Наиболее эффективно применение ВЭС на средних стадиях разработки при среднем значении текущей обводненности на участках воздействия 40-80%. В целом применение закачки ВЭС за всю историю нефтедобычи являлось эффективным. Основные объекты использования технологии связанны с пластами группы АС, с пластами ЮС₂ и БС₁₀.

Вязкий эмульсионный состав нейтрален по отношению к интенсивности коррозии, скорости солеотложения, развитию сульфатвосстанавливающих бактерий в нефтепромысловом оборудовании.

Эмульсии, приготовленные на основе эмульгаторов, обладают высокой нефтевытесняющей способностью и повышают свою вязкость с ростом температуры.

Сущность технологии закачки осадкогелеобразующих составов.

Сущность технологии заключается в том, что в результате последовательной закачки через буфер воды двух компонентов – сульфата натрия и хлористого кальция (технология ОГС-2) – по мере их продвижения по водонасыщенной части пласта при их взаимодействии происходит постепенное образование устойчивого осадка, состоящего из сульфата кальция. Технология обладает селективностью воздействия, так как осадок может образовываться только в присутствии хлористого кальция, а размеры частиц сульфата натрия намного меньше размеров частиц хлористого кальция, поэтому если даже какая – то часть первого компонента попадает в нефтенасыщенныйнизкопроницаемый интервал пласта, процесс осадкообразования не произойдет, поскольку хлористый кальций в них не проникнет.  

Ещё одним положительным моментом является то, что процесс осадкообразования начинается не в призабойной зоне пласта (ПЗП), а в удаленной части пласта, что позволяет регулировать объём закачки композиции в широком диапазоне, создавая осадок на заданном расстоянии от забоя нагнетательной скважины.

При аномально высоких приемистостях дополнительно используется жидкое стекло (технология ОГС-1). Объем закачки рабочего раствора на 1 скважино-операцию лежит в диапазоне от 120 до 600 м³. Технология наиболее эффективна при текущей обводненности в среднем по участку воздействия от 70% до 95% и выше и может работать как в поровом, так и в трещиноватом коллекторе.

Технологии на основе дисперсных наполнителей также относится к методам, выравнивающим профиль приемистости и фронт вытеснения нефти водой.

ХМУН являются не только самостоятельной группой технологий увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки пластов, но и позволяют создавать наиболее благоприятные условия для эффективного применения других, более затратных методов МУН – ГРП, БС, ГС, и т.д. так как ОПЗ позволяют восстанавливать или увеличивать продуктивность ПЗП, а ПМУН – перераспределять фильтрационные потоки в межскважинном пространстве и направлять процесс нефтевытеснения из водопромытых зон и пропластков в зоны и пропластки с повышенной нефтенасыщенностью.

На ранних этапах разработки пластов ХМУН играют вспомогательную и второстепенную роль по отношению к затратным и более эффективным на этих этапах разработки вышеуказанным МУН, а в ряде случаев являются просто «жертвенными», т. к. всего лишь создают благоприятные условия для работы скважин с ГС, БС и ГРП. Количество скважино – операций и удельные объемы закачки рабочих растворов химреагентов при применении ХМУН на ранних этапах могут быть незначительными. По мере истощения запасов и усложнения их остаточной структуры эффективность и объем применения затратных технологий в связи с увеличением риска получения нерентабельных скважино – операций неизбежно снижается роль ХМУН начинает возрастать. При этом увеличивается как количество скважино – операций, так и удельные объемы закачки рабочих растворов химреагентов. На завершающих этапах разработки, когда текущий КИН близок к проектной величине в рамках сформированной системы заводнения, химические МУН играют доминирующую роль по отношению к другим видам МУН. Это связано с тем, что только с помощью ХМУН можно экономически оправданно воздействовать на остаточные запасы нефти. При этом воздействием должна быть охвачена вся площадь залежи. Также объемы закачки рабочих растворов должны возрастать при каждой последующей обработке на 10 – 20% и превышать приемистость нагнетательной скважины в 3 – 15 раз.

В настоящее время ХМУН стали неотъемлемой составляющей разработки многих пластов месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». По сути, они определяют уровни текущей добычи нефти и обводненности, а также уровень конечного КИН на этих объектах.

Одним из главных препятствий, сдерживающих развитие ХМУН и их применение в оптимальном режиме, является старение фонда скважин, и прежде всего – нагнетательного. Для решения этой проблемы необходимо целенаправленно осуществлять своевременный капитальный ремонт скважин.

Список литературы:

1. Баталов Д.А., Шамгунов Р.Н., Байков Е.Н. и др. Справочник химических методов увеличения нефтеотдачи. – Сургут: Нефть Приобья, 2012. – 312 с.
2. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1968. – 301 с.
3. Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов состояние, проблемы, перспективы. Труды международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов». – М., 2002. – 15 с.