Обзор методов увеличения нефтеотдачи пласта при разработке верхнеюрских отложений

За период разработки верхней юры открыто множество залежей нефти и газа (в том числе на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры), часть которых изучена сейсморазведкой и эксплуатационным бурением. Однако сегодня возникают вопросы о необходимости применения той или иной техно- логии повышения нефтеотдачи пласта. Неоднозначность экспертов в выборе метода определяется тем, что на практике часто встречаются противоречия: из одного и того же пласта по одной скважине получают нефть, а из соседней скважины - воду.

Отложения верхней юры, широко представленные в Западной Сибири, отмечаются породами морского и прибрежно-морского генезиса. В ее состав входят ва-сюганская, георгиевская и баженовская свиты. Ва-сюганская свита представлена горизонтом Ю1 (пласты Ю1-1 и Ю1-2) с толщиной 55-70 м. Георгиевская свита представлена аргиллитами с толщиной 1-7 м. Баженовская свита представлена отложениями аргиллитов темно-серых, почти черных, битуминозных, плитчатых, пиритизированных обломками фауны и растительных остатков, толщиной 30-40 м.

Горизонт ЮВ1 представлен не одним монолитным песчаником, а линзами, перекрывающими друг друга колесообразно с пространственным смещением на запад более молодых пластов, причем эти линзы могут являться гидродиамически изолированными резервуарами.

Положение ВНК пласта ЮВ1-1 принято на уровне 2395 м, тип залежей - структурно-литологический, кроме плотных пород встречаются отдельные небольшого размера слабопроницаемые линзы песчаников. Данные линзы представлены алевролитами и глинистыми песчаниками, характеризующимися низкими коллекторскими свойствами. Из-за малых размеров и низкой проницаемости коллекторов, данные линзы часто исключаются из подсчетов запасов.

Положение ВНК пласта ЮВ1-2 изменяется по наклону с юго-запада на северо-восток и изменяется от 2387 м до 2416 м. Пласт представлен монолитными средне-мелкозернистыми песчаниками, крупнозернистыми алевролитами, чередующимися с прослоями аргиллитов.

Пласт ЮВ1-3 имеет более сложное строение. Он представлен переслаиванием средне- и мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Пласт не выдержан по площади и разрезу и часто встречаются замещения плотными породами. Граница ВНК изменяется на западе от 2382 м до 2376 м, на севере от 2376 м до 2400 м, на востоке от 2400 м до 2383 м.

Формирование каждого пласта происходило в различных палеогеографических (обстановках с востока на запад) зоне литорали, зоне транзита, зоне мелководья и относительно глубоководной зоне, что объясняет сложное строение нефтеносности горизонта ЮВ1. В данных условиях необходимо очень четко формировать программу разработки, уделяя особое внимание методам увеличения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи [7].

Анализ эксплуатационных объектов показал, что при разработке верхней юры допускается применение обычного заводнения, однако использование данного метода в чистом виде не позволяет добиться желаемых результатов. С целью увеличения коэффициента вытеснения нефти целесообразно использовать заводнение с использованием подтоварной воды в комплексе с разовыми обработками нагнетательных скважин (с закачкой оторочек). Перспективным является исполь- зование композиций, обеспечивающих выравнивание профиля приемистости скважин и увеличение охвата пласта заводнением. Например, в Нижневартовском и ряде других районов, с целью выравнивания профиля приемистости предлагают производить закачку осадкообразующих и гелеобразующих составов. В качестве основы осадкообразующих составов используют соли неорганических кислот [2, 4].

Перспективным направлением принято считать потокоотклоняющие технологии: повышение дебитов обосновывается повышением охвата неоднородных пластов (которыми характеризуются отложения верхней юры) заводнением. Рекомендуется использовать ПАВы, полимеры, эмульгаторы, щелочи, кислоты с закачкой напрямую в скважины, либо с использованием кустовых насосных систем [1]. Стоит отметить, что использование данных систем в 2-3 раза менее эффективно, чем адресная закачка, а технологический эффект при циклической закачке расстворов в среднем в 2 раза выше, чем при единовременной закачке такого же объема потокоотклоняющих технологий. С увеличением циклов закачки увеличивается число реагирующих скважин. Важно, что начальный объем закачиваемых растворов при циклическом воздествии определяется обводненностью продукции, составом химических реагентов и особенностью строения залежи (минимальным объемом для создания вала нефти принято считать 10-20 м3/м нефтенасыщенной толщины пласта). В последующем объем может быть увеличен до 300-1500 м3/м. Данный метод существенно снижает недостатки простого заводнения. Например, на Хохря-ковском месторождении на протяжении 10 лет с использованием потокоотклоняющих технологий применяется два метода: закачка модифицированных поли-мер-дисперсных систем и закачка щелочей полимер-суспензионной композиции [2, 3].

Закачка полимер-дисперсных систем – это более распространенный метод увеличения нефтеотдачи пласта на поздней стадии разработки месторождений. Принцип действия заключается в том, что повышается фильтрационное сопротивление обводненных зон коллектора. В результате взаимодействия полимеров и частиц глинистой суспензии, а так же дисперсных частиц пород пласта в пористой среде и трещинах с водой образуется полимер-минеральные комплексы с водоизолирующими свойствами. Преобразование дисперсных частиц в водоизолирующую массу приводит к увеличению фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора, а так же к снижению степени неоднородности пласта по проницаемости и росту охвата его заводнением.

В результате влияния полимерно-дисперсных систем на продуктивный пласт происходит 1) перераспределение фильтрационных потоков как по разрезу, так и по площади залежи, 2) подключение в процесс разработки неработающих прослоев, что в комплексе приводит к увеличению нефтеотдачи пласта от 1,0 до 5,0%. С точки зрения технологического обоснования процесса, данный способ заключается в последовательном нагнетании в уже высокообводненный промытый пласт растворов полимеров слабой концентрации и водной суспензии глины [5, 6, 8].

В результате исследования было установлено, что вовлечение в разработку отложений верхней юры вызывает ряд трудностей, что связано со сложным строением данного горизонта. При этом анализ литературы и проектных решений показал, что многие авторы и эксперты в качестве эффективного метода увеличения нефтеотдачи предлагают использование модифицированных систем заводнения, в том числе и на месторождениях с высокой степенью обводненности скважин.