АНАЛИЗ ПРИМЕНИМОСТИ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ANALYSIS OF THE APPLICABILITY OF FLOW DIVERSION TECHNOLOGIES FOR ENHANCED OIL RECOVERY IN THE LATE STAGE OF OIL FIELD DEVELOPMENT

Boldyrev Semen Andreevich

 Master's student, BC «LUKOIL-Engineering» LLC, Tyumen Industrial University,

Tyumen, Russia

Cherepanova Anastasia Yurievna

Master's student, BC «LUKOIL-Engineering» LLC, Tyumen Industrial University,

Tyumen, Russia

Kazantsev Pavel Yurievich

Scientific Supervisor, Associate Professor, Candidate of Technical Sciences, Tyumen Industrial University,

Tyumen, Russia

АННОТАЦИЯ

В статье рассмотрены физико-химические основы, механизмы действия и промысловая эффективность потокоотклоняющих технологий (ПОТ) в условиях поздней стадии разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. На основе анализа геолого-технологических параметров и критериев отбора объектов обоснована целесообразность применения полимер-дисперсных и гелеобразующих систем на объекте БВ НГ месторождения. Выявлены ключевые факторы, определяющие селективность воздействия, долговечность создаваемых гидродинамических барьеров и экономическую результативность обработки. Приведены рекомендованные параметры закачки реагентных составов.

ABSTRACT

The article considers the physical and chemical foundations, mechanisms of action and field efficiency of flow-deflecting technologies (PT) in the conditions of the late stage of development of oil fields in Western Siberia. Based on the analysis of geological and technological parameters and criteria for the selection of objects, the feasibility of using polymer-dispersed and gel-forming systems at the BV NG facility of the field was substantiated. The key factors determining the selectivity of the impact, the durability of the created hydrodynamic barriers and the economic effectiveness of processing have been identified. The recommended parameters for pumping reagent compositions are given.

Ключевые слова: потокоотклоняющая технология, повышение нефтеотдачи, гелеобразование, обводненность, профили приемистости, физико-химические методы, объект БВ, НГ месторождение.

Keywords: flow-deflecting technology, increasing oil recovery, gelling, watering, reception profiles, physicochemical methods, BV object, NG field.

Большинство крупных месторождений Западной Сибири перешло в позднюю стадию разработки, характеризующуюся высоким уровнем обводненности продукции и формированием развитой системы промытых каналов. На объекте БВ НГ месторождения текущая обводненность достигла 94,9% при отборе начальных извлекаемых запасов (НИЗ) на уровне 82,0%. Традиционные методы поддержания пластового давления демонстрируют снижение эффективности, что обуславливает необходимость внедрения физико-химических методов регулирования фильтрационных потоков. Целями исследования является анализ сущности и механизма действия потокоотклоняющих технологий, выявление их преимуществ и ограничений на основе промыслового опыта, определение критериев отбора объектов, а также оценка влияния геолого-технологических факторов на эффективность применения ПОТ применительно к условиям объекта БВ [1].

Потокоотклоняющие технологии направлены на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничение водопритока в добывающих за счет избирательного создания гидродинамического сопротивления в высокопроницаемых интервалах. Основной механизм заключается в формировании нерастворимых структур в поровом пространстве, резко снижающих проницаемость обводненных каналов и перераспределяющих нагнетаемую воду в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки.

По типу воздействия и механизму блокирования ПОТ подразделяются на несколько групп:

1.Гелеобразующие системы. Наиболее распространены композиции на основе полиакриламида (ПАА) со сшивателями (ацетат хрома, соли алюминия, фенолформальдегидные смолы). При фильтрации в пласте образуются сшитые полимерные сетки, физически закупоривающие поры.

2.Осадкообразующие составы. Основаны на реакции смешения растворов неорганических солей (сульфат алюминия, хлорид кальция, карбамид с ионами Ca²⁺), приводящей к выпадению микрокристаллических осадков в призабойной зоне и промытых каналах.

3.Эмульсионные системы. Эмульсии типа «нефть-в-воде», стабилизированные ПАВ, создают высокое капиллярное сопротивление за счет эффекта Жамена (застревания капель дисперсной фазы в поровых сужениях).

4.Полимерно- и волокнисто-дисперсные суспензии. Содержат твердые частицы (глинопорошок, мел, древесная мука), которые застревают в порах и склеиваются полимерным связующим, формируя устойчивый к размыву экран.

5.Адсорбционно-модифицирующие составы. Гидрофобизаторы и щелочи изменяют смачиваемость породы, снижая относительную проницаемость по воде без значительного ограничения притока нефти [2].

Для теригенных коллекторов с высокой расчлененностью разреза наиболее перспективными являются объемные методы (гелеобразование и эмульсионное блокирование), обеспечивающие изоляцию промытых каналов по всей эффективной толщине пласта.

Ключевым преимуществом ПОТ выступает высокая селективность воздействия. При оптимальном подборе состава проницаемость обводненных каналов снижается на один-два порядка при сохранении фильтрационной способности продуктивных зон. Это позволяет увеличить коэффициент охвата заводнением по разрезу и площади, снизить обводненность продукции на 10–15% и обеспечить прирост коэффициента извлечения нефти на 2–6%. Технологии эффективно применяются как на ранних этапах обводнения для предотвращения прорывов воды, так и на поздних стадиях (при обводненности до 95–98%) [3].

Технологическая простота реализации ПОТ обеспечивает совместимость с существующей инфраструктурой: большинство составов закачиваются через стандартное насосное оборудование без капитальной реконструкции скважин. Практика ТПП «Урайнефтегаз» демонстрирует, что переход к большеобъемным обработкам (1500–2000 м³ вместо 600 м³) повышает удельную эффективность закачек в 2,5–3 раза, а снижение приемистости нагнетательных скважин достигает 53%.

Наряду с достоинствами, ПОТ обладают рядом существенных ограничений, проблема позиционирования реагента. Сохраняется риск проникновения состава в нефтенасыщенные интервалы, особенно в трещиноватых коллекторах, что требует дополнительных операций по восстановлению призабойной зоны. Временный характер барьера. Эмульсии и несшитые полимеры разрушаются при температурах выше 70–80°С и под действием химически активных флюидов, требуя повторных обработок каждые 6–36 месяцев. Полиакриламид подвержен мехдеструкции при прохождении через штуцеры и перфорацию (потеря молекулярной массы на 20–30% снижает вязкость в 2–5 раз). Высокая минерализация пластовой воды и присутствие двухвалентных катионов ускоряют гидролиз и высаливание полимера. Эффективность критически зависит от оценки совместимости реагентов, подбора концентраций и моделирования процессов гелеобразования, что усложняет проектирование обработок [4].

Результативность ПОТ напрямую определяется полнотой предоперационного анализа. Ключевыми критериями отбора скважин-кандидатов выступают отношение проницаемости промытых прослоев к нефтенасыщенным должно превышать 5–10. Коэффициент Дайкстра-Парсонса свыше 0,7–0,8 свидетельствует о благоприятной неоднородности коллектора. Так же оптимальный диапазон обводненности составляет 75–92%. Каждая обрабатываемая нагнетательная скважина должна иметь в зоне дренирования не менее трех реагирующих добывающих скважин, а ее приемистость — не менее 100 м³/сут. Предпочтительные породы порового типа с надежными глинистыми перемычками между интервалами. Наличие заколонных перетоков или тесной гидродинамической связи между скважинами повышает риск неконтролируемого ухода реагента и кольматации добывающих скважин. Начальная нефтенасыщенность целевых пропластков должна составлять не менее 50–60%. Средняя проницаемость ниже 50 мД затрудняет прием расчетного объема реагента без риска гидроразрыва [5].

Технологические параметры обработки включают объем оторочки (1500–2000 м³ для радиуса экрана 15–25 м), ступенчатое повышение концентрации ПАА (с 0,3% до 0,7%) и сшивателя (с 0,03% до 0,07%), темп закачки не более 150–200 м³/сут для предотвращения мехдеструкции, а также обязательную последовательность подачи: предзакачка ПАВ, пресноводная оторочка, гелеобразующий состав, пост-оторочка [6].

Объект БВ характеризуется следующими параметрами: обводненность 94,9%, отбор НИЗ 82,0%, расчлененность разреза 8,5 ед., песчанистость 0,63, эффективная нефтенасыщенная толщина 7,2 м, средняя проницаемость 81 мД, пластовая температура 76,5°С, минерализация пластовой воды 18–22 г/л (Ca²⁺ 1,5–2,5 г/л) [7].

Анализ показывает, что данные условия соответствуют критериям применимости ПОТ. Высокая расчлененность и контраст проницаемости обеспечивают селективное проникновение реагента в промытые каналы. Температура 76,5°С находится в оптимальном диапазоне для полиакриламидных гелей (40–90°С), гарантируя время гелеобразования 12–24 часа. Высокая минерализация требует приготовления состава на пресной воде и введения стабилизаторов (триполифосфат натрия 0,1–0,3% масс.). Рекомендованный объем закачки 1500–2000 м³ позволит сформировать стабильный гидродинамический барьер с длительностью эффекта 12 мес.

Проведенный анализ подтверждает высокую целесообразность применения потокоотклоняющих технологий на объекте БВ НГ месторождения. Избирательное тампонирование высокопроницаемых промытых интервалов с использованием полимер-дисперсных и гелеобразующих систем позволяет выровнять профиль приемистости, вовлечь в разработку неохваченные зоны и существенно повысить коэффициент извлечения нефти. Установлено, что эффективность ПОТ критически зависит от геологической неоднородности, температурно-минерализационных условий пласта и соблюдения регламента закачки. Для объекта БВ обосновано применение большеобъемных обработок с контролируемой концентрацией реагентов и предварительной подготовкой призабойной зоны. Ожидаемый технологический эффект включает снижение обводненности продукции на 10–20% и рост добычи нефти на 20–30%, что делает ПОТ безальтернативным инструментом доизвлечения остаточных запасов на поздней стадии разработки.

Список литературы:

1. Ленченкова Л.Е., Симкин Э.М. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. – М.: Недра, 2004. – 262 с.
2. Ручкин А.А., Ягофаров А.К. Оптимизация применения потокоотклоняющих технологий на Самотлорском месторождении. – Тюмень: Вектор Бук, 2005. – 165 с.
3. Колова Т.А. и др. Опыт применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 10. – С. 17–26.
4. Хорюшин В.Ю. Разработка методики реализации массированного воздействия потокоотклоняющими составами... – Тюмень: ТИУ, 2023. – 149 с.
5. Вахрушев А.С., Волков А.Я. Критерии применимости потокоотклоняющих технологий // Актуальные проблемы науки и практики. – 2021. – С. 250–253.
6. Земцов Ю.В. и др. Обзор физико-химических МУН, применяемых в Западной Сибири // Нефть. Газ. Новации. – 2015. – № 7. – С. 11–21.
7. Гуляев В.Н., Захарова Н.П. Исследование влияния нестационарного заводнения на эффективность разработки месторождений ООО «Лукойл-Западная Сибирь» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 9. – С. 48–51.