МЕТОДЫ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

METHODS CONTROL TECHNOLOGY FOR INJECTION WELLS

Nikita Foshin

Student, Department of Development and Operation of Oil and Gas Fields, Udmurt state University,

Russia, Izhevsk

АННОТАЦИЯ

В данной статье рассматриваются методы воздействия на нефтяной пласт, подбор технологий по выравниванию профиля приемистости нагнетальных скважин.

ABSTRACT

This article discusses the methods of impact on the oil reservoir, the selection of technologies for leveling the intake profile of injection wells.

Ключевые слова: нефть; методы воздействия на нефтяной пласт; увеличение нефтеотдачи.

Keywords: oil; methods of influence on the oil reservoir; increased oil recovery.

Многие российские нефтяные месторождения находятся на третьей стадии разработки, залежи считаются полностью разбуренными, но коэффициенты извлечения нефти (КИН) еще не достигли проектных значений. Для дальнейшей эксплуатации запасов используются различные методы повышения коэффициента извлечения нефти. Метод выравнивания профили приемистости нагнетательных скважин (ВПП) является одним из наименее рискованных среди методов интенсификации, так как полностью исключает возможность потери добывающей скважины в случае аварии или других непредвиденных обстоятельств. Для увеличения добычи предложено сочетание методов увеличения нефтеоотдачи (МУН) и выравнивания профиля приемистости. В данной работе рассмотрен основной принцип подбора технологии выравнивания профиля приемистости и повышения нефтеотдачи, за счет сочетания выравнивающих профилей закачки и передовых методов добычи.

Для того чтобы технология ВПП была успешно применена, должны быть соблюдены следующие условия:

1) Выбор оптимальной технологии проведения работ, с учетом геолого-геофизических характеристик месторождения.

2) Оценка технической пригодности нагнетательных скважин для применения технологии ВПП и последующее проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР), в случае, если имеются заколонные перетоки.

3) Оценить экономическую целесообразность.

4) Определить список скважин-кандидатов и, по возможности, повести лабораторные исследования на керне для более детального подбора технологии.

5) Провести индикаторные исследования по коэффициентам корреляции взаимовлияния скважин (косвенный способ), определить наличие гидродинамической связи между нагнетательной и добывающими скважинами.

Таким образом, при выборе пилотного участка для реализации технологий ВПП учитываются стадийность или статус внедрения, геолого-техническое состояние объекта воздействия и доступность скважин [1, с.78,79]. Регрессионный анализ выполненных мероприятий по ВПП позволяет выбрать оптимальную технологию для проведения работ и спланировать приросты добычи нефти с учетом кратности обработок и стадии разработки участков, оценить риски при выполнении ВПП. При повторных обработках, когда требуется воздействие на объект с целью повышения эффективности разработки, необходимы увеличенные объемы закачки либо выбор более жесткой технологии по сравнению с применяемыми ранее [1, с.81].

С помощью метода главных компонент, было выявлено, что наибольший эффект от технологии ВПП достигается на участках с глубиной залегания пласта 2-2,5 км, характеризующимися маловязкой нефтью (1-4мПа*с) и меньшими толщинами пласта (8м) [2, с. 38].

Для повышения эффективности от обработок предлагается сочетание методов выравнивания профиля приемистости (для увеличения коэффициента охвата пласта заводнением) и методов увеличения нефтеотдачи пластов (для увеличения коэффициента вытеснения нефти). Повышение эффективности заключается в наибольшей селективности изоляции высокопроницаемой части разреза и наиболее эффективной стимуляции низкопроницаемой части разреза.

Наибольшая селективность изоляции высокопроницаемой части разреза достигается благодаря предлагаемой последовательности закачиваемых составов, снижающей проникновение гелеобразующего состава в низкопроницаемую часть разреза. Эффективное вовлечение низкопроницаемой части разреза в разработку обеспечивается закачкой стимулирующего кислотного состава под давлением выше давления закачки оторочки гелеобразующей композиции и последующей продавкой стимулирующего кислотного состава водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ). В процессе обработки необходимый объем закачки регулируется путем контроля давления закачки. Изолирующая гелеобразующая оторочка продавливается не фильтрующейся или мало фильтрующейся при низкой проницаемости жидкостью, при этом достигается максимальная селективность изолирующего воздействия и подъем давления закачки для последующего эффективного стимулирующего воздействия.

Рост давления закачки создает благоприятные условия для проникновения последующего стимулирующего кислотного состава в поры низкопроницаемой части разреза. В результате совместного действия высокого давления и химического действия кислоты происходит раскрытие в фильтрации низкопроницаемой части разреза. С целью более эффективного вовлечения низкопроницаемой части разреза в разработку стимулирующий кислотный состав продавливается водным раствором ПАВ. Проникновение водного раствора ПАВ в низкопроницаемую часть раствора обеспечивает очистку ее от продуктов реакции, снижение поверхностного натяжения и лучший отмыв нефти, рост подвижности закачиваемой воды. В результате комплексного воздействия стимулирующего кислотного состава и водного раствора ПАВ достигается раскольматизация низкопроницаемой части пласта и увеличивается коэффициент вытеснения нефти водой. В результате этого достигается снижение обводненности продукции реагирующих добывающих скважин при сохранении или увеличении прежнего уровня дебита жидкости, что увеличивает эффективность физико-химического воздействия на пласт [3].

Одним из эффективных методов воздействия для глубокой обработки пласта является процесс селективной изоляции водопроводящих каналов водоизолирующими составами на основе силиката натрия, испытанный и внедренный на обводненных нефтяных залежах. Осадки солей кремнекислоты являются коллоидами, они способны снижать проницаемость среды в 4-10 раз. Механическая прочность геля повышается путем введения в силикатные растворы специальных добавок, что позволяет сохранить тампонирующий эффект водоизолирующего слоя в обводненных зонах при очень большой депрессии (до 20-25 МПа). К таким добавкам относятся полимеры, при использовании которых образуются межмолекулярные связи между стенками пор и поверхностью осадков, что способствует повышению стабильности слоя и его прочности. Широкие возможности применения силикатов обусловливаются их свойствами, которые сохраняются даже при высоком давлении и температуре до 200°С. Это позволило разработать и внедрить с их использованием способы селективного ограничения водопритоков из глубокозалегающих высокотемпературных коллекторов [4].

На основании вышеизложенного, можно утверждать, что сочетание технологий ВПП и химических МУН возможно и может быть эффективно при правильном подборе конкретной технологии под геолого-физические условия пласта и определении наиболее подходящего участка работ. Однако, в данной вопросе не хватает достаточного опыта применения, чтобы технология стала массовой и требуются дополнительные исследования.

Список литературы:

1. Гималетдинов Р.А., Сидоренко В.В., Фахретдинов Р.Н., Бобылев О.А., Якименко Г.Х., Павлишин Р.Л. Критерии эффективного применения технологий выравнивания профиля приемистости пласта в условиях разработки месторождений ОАО «Газпром нефть» // Нефтяное хозяйство. 2015. №5. С. 78-83.
2. Келлер Ю.А. Применение метода главных компонент для подбора участков-кандидатов под выравнивание профиля приемистости // Вестник Томского государственного университета. 2015. №2(31). С. 35-39.
3. Силин М.А., Гаевой Е.Г., Магадов Р.С., Скороход А.Г., Джабраилов А.В., Куликов А.Н., Зайцев К.И., Тропин Э.Ю., Телин А.Г., Альхамов И.М. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. URL: https://findpatent.ru/patent/226/2263773.html.
4. Муляк В.В., Веремко Н.А. Состав реагента для разработки нефтяного месторождения заводнением и способ его применения. URL: https://findpatent.ru/patent/226/2263773.html