РАЗРАБОТКА КРИТЕРИЕВ И АЛГОРИТМА ОТБОРА СКВАЖИН-КАНДИДАТОВ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОФОБНОЙ ЭМУЛЬСИИ НА БЕРЕЗОВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

АННОТАЦИЯ

Предложен методический подход к выбору добывающих скважин Березовской площади Ромашкинского месторождения для обработки гидрофобной эмульсией. Сформирована двухэтапная процедура: обязательный скрининг применимости и последующее балльное ранжирование по шести группам критериев. Рассчитан интегральный показатель приоритетности. Методика ориентирована на реализацию в Microsoft Excel и последующую калибровку по фактическим результатам ГТМ.

Ключевые слова: гидрофобная эмульсия, скважина-кандидат, обводненность, призабойная зона пласта, ранжирование, цифровизация, Ромашкинское месторождение.

Введение

Поздняя стадия разработки Ромашкинского месторождения сопровождается ростом обводненности и снижением эффективности стандартных методов интенсификации. Ранее было обосновано, что гидрофобные эмульсии являются эффективным инструментом селективного воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) высокообводненных скважин [1, 2]. Однако результат обработки определяется не только свойствами реагента, но и точностью выбора скважины-кандидата. Цель настоящей работы — сформировать формализованный алгоритм отбора скважин для применения данной технологии на Березовской площади с использованием цифрового подхода.

1. Геолого-промысловые предпосылки отбора

Продуктивная часть Березовской площади включает терригенные коллекторы кыновского (пласт Д0) и пашийского (пласты ДI) горизонтов. Объект характеризуется многопластовостью, зональной неоднородностью и высокой обводненностью (70–99 %).

Анализ показывает, что высокая обводненность сама по себе не является достаточным основанием для выбора скважины. Перспективный кандидат должен обладать совокупностью признаков: наличием контрастных каналов фильтрации, сохраняющимся нефтенасыщенным объемом и ухудшением состояния ПЗП. При равномерном истощении пласта селективная блокировка воды не обеспечит устойчивого эффекта.

2. Технологические ограничения и система критериев

Согласно инструкции ЕРБ 2336-2023 ПАО «Татнефть» [3], технология имеет жесткие интервалы применимости. На основе этого предложена двухэтапная система отбора.

Этап 1. Жесткий скрининг. Исключаются скважины, не соответствующие базовым ограничениям: обводненность 70–99 %, проницаемость 0,05–1,8 мкм², пластовая температура 15–70 °C.

Этап 2. Балльное ранжирование. Объекты, прошедшие скрининг, оцениваются по шести группам факторов (С1–С6). Каждому критерию присваивается от 0 до 3 баллов.

Интегральный показатель приоритетности (S) рассчитывается по формуле:

S = 100 · Σ(wᵢ · bᵢ / 3)                                            (1)

где wᵢ — нормированный вес критерия, bᵢ — балл от 0 до 3.

Интерпретация: S ≥ 75 % — приоритетный кандидат; 60–74 % — требуется дополнительная диагностика; < 45 % — низкий приоритет.

3. Типизированная апробация методики

Полный актуальный массив поскважинных данных в материалах НИР не представлен, поэтому ниже приводится типизированный расчет, предназначенный для проверки логики модели. Это не фактические номера скважин Березовской площади. Профиль А соответствует объекту с высокой допустимой обводненностью, выраженной неоднородностью, сохраняющимся нефтяным потенциалом и хорошей историей наблюдений. Профиль Б имеет менее выраженные предпосылки. Профиль В демонстрирует высокую неопределенность и слабую связь между проблемой скважины и механизмом гидрофобной эмульсии.

Таблица 1.

Типизированный расчет рейтинга

Профили А и Б имеют одинаковую максимальную оценку по обводненности (С1=3), но Профиль А обладает выраженной неоднородностью и нефтяным потенциалом, что переводит его в категорию приоритетных. Профиль В демонстрирует, что формальный признак «высокая вода» без нефтяного потенциала ведет к отказу от обработки.

4. Цифровое сопровождение

Практическая реализация алгоритма предполагается в среде Microsoft Excel. Модель обеспечивает переход к замкнутому цифровому циклу: сбор данных → ранжирование → обработка → постфактум-анализ → корректировка весов.

Оценка эффекта должна базироваться не на росте дебита жидкости, а на совокупности следующих показателей: прирост дебита нефти, снижение обводненности, изменение индекса продуктивности и продолжительность эффекта. Накопление базы данных, включая отрицательные результаты, позволит в дальнейшем провести статистическую калибровку весовых коэффициентов (wᵢ) и повысить точность прогноза.

Заключение

Геолого-промысловые особенности Березовской площади требуют перехода от экспертного к формализованному адресуному выбору скважин для обработок ПЗП.

Разработана двухэтапная система отбора, включающая жесткий технологический скрининг и балльное ранжирование по шести критериям.

Типизированный расчет доказал, что высокая обводненность без учета нефтяного потенциала и неоднородности не гарантирует успеха ГТМ.

Предложенная методика предназначена для реализации в табличной модели и формирования цифрового цикла планирования ГТМ на зрелом фонде.

Список литературы:

1. Ибрагимов Н.Г., Мусабиров М.Х., Яртиев А.Ф. Эффективность комплекса технологий стимуляции скважин в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. 2014. № 7. С. 40–43.
2. Дмитриева А.Ю., Мусабиров М.Х., Батурин Н.И. Разработка и исследование физико-химических свойств кислотно-углеводородных эмульсионных систем // Экспозиция Нефть Газ. 2020. № 1.
3. Инструкция ЕРБ 2336-2023. Технология повышения нефтеотдачи пластов и снижения обводнённости путём закачки гидрофобной эмульсии / ПАО «Татнефть». Альметьевск, 2023. 44 с.
4. Мусабиров М.Х. и др. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта: патент RU 2720715 C1. 2020.
5. Тазиев М.З., Гумаров Н.Ф., Ганиев Б.Г. О ходе совершенствования процессов нефтеизвлечения на 3 блоке Березовской площади // Георесурсы. 2012. № 3 (45). С. 28–34.