Обзор перспективных технологий для применения на нагнетательном фонде Красногвардейского месторождения

С целью увеличения эффективности нефтеизвлечения из пластов Красногвардейского месторождения проектом предусматривается проведение физико-химического воздействия на участках, охваченных системой ППД, направленного:

• -    на перераспределение потоков дренирующей воды в пласте с целью повышения охвата пласта заводнением, как по мощности пласта, так и по площади;

• -    на ограничение объема попутной воды, поступающей в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам.

При этом, создается основа для оптимального применения целого спектра технологий, реагентов и материалов, таких как: геле-осадкообразующих, составов на основе полимеров для выравнивания профиля приемистости и ПАВ-полимерного заводнения, которые целесообразно выполнять в два этапа.

На первом этапе осуществляется выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин с проведением следующих мероприятий:

• -    на пластах с высокой энергетикой, т.е. когда текущие пластовые давления близки к первоначальным, предварительная остановка нагнетательных скважин перед закачкой потококорректирующих составов, что способствует опережающему перемещению тампонирующих оторочек в высокопроницаемые, промытые водой интервалы пласта;

• -    оптимизация приемистости с целью недопущения развития процесса техногенной трещиноватости;

• -    осуществление кольматации промытой водой системы трещин методом закачки в нагнетательные скважины потококорректирующих составов.

Целесообразным в организации физико - химического воздействия на пласт, считается последовательная закачка в нагнетательную скважину двух или нескольких базовых потококорректирующих составов, выполняемая непрерывно во времени, что обеспечивает более высокую их эффективность. Такой метод наиболее перспективен для снижения проводимости высокопроницаемых трещин и промытых закачиваемой водой интервалов и перераспределения объемов, нагнетаемой в пласт воды в условиях резкой неоднородности пласта по проницаемости.

На втором этапе - реализуются технологии увеличения эффективности вытеснения остаточной нефти в пласте, что достигается комплексом технологий, направленных на выравнивания вязкости вытесняющего агента - воды и вытесняемой нефти и увеличение подвижности нефти.

На Красногвардейском месторождении рекомендуются к применению следующие технологии.

Технология с использованием гидрофобных эмульсионных систем. Технология предусматривает выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин в результате селективной изоляции промытых водой высокопроницаемых пропластков эмульсионными системами с целью перераспределения фильтрационных потоков.

Механизм действия технологии заключается в повышении вязкости закачиваемой в пласт обратной эмульсии при разбавлении ее водой в глубине пласта, а также в снижении фазовой проницаемости по воде при фильтрации закачиваемой воды через гидрофобизированную эмульсией ранее гидрофильную часть высокопроницаемого пласта [111].

Составными частями эмульсионной системы являются стабильный бензин, хлористый кальций, эмульгатор ЭКС-ЭМ и пресная (подтоварная) вода.

Для создания эмульсии готовится 2 компонента – стабильный бензин с расчетным количеством эмульгатора и водный раствор хлористого кальция. Затем в углеводородную часть эмульсии через эжектор добавляется раствор хлористого кальция, после чего смесь перемешивается по замкнутому циклу до получения гомогенного раствора в течение 120 мин при максимальной скорости перемешивания, с использованием брандспойтной насадки (что ускоряет процесс перемешивания и улучшает стабильность эмульсии). Операция повторяется по мере необходимости создания новой порции эмульсии.

Комбинированная технология с использованием силикатно-полимерных гелей и гидрофобных эмульсионных систем. Технология предусматривает предварительную закачку силикатно-полимерного состава и выдержку его в пласте для образования геля с целью изоляции высокопроницаемых пропластков, и последующую закачку гидрофобной эмульсионной системы для подключения в разработку трудноизвлекаемых запасов из зон пониженной проницаемости.

Количество воды, поступающее при этом в об-воднившиеся пласты, резко уменьшается, снижается обводненность добываемой продукции и, как следствие, обеспечивается увеличение нефтеотдачи за счет подключения к работе ранее не охваченных вытеснением интервалов продуктивных пластов.

Эффект от применения потокорегулирующих технологий составит 1500-500 т нефти на одну скважино-обработку.

Технология увеличения нефтеотдачи заводненных карбонатных пластов с использованием реагента КАРФАС. Технология направлена на повышение коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата воздействием при заводнении, достигаемого закачкой через добывающие и нагнетательные скважины реагента, способного образовывать гели непосредственно в пластовых условиях [12-24]. Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв за- качиваемой воды к забоям добывающих скважин через высокопроницаемые зоны, что приводит к увеличению коэффициента охвата фильтрацией и отражается на величине и темпе роста обводненности добываемой продукции.

Отличительными особенностями реагента КАРФАС является способность образования геля за счет его взаимодействия с породой коллектора, т.е. непосредственно в пласте, гомогенность закачиваемого водного раствора, что делает его пригодным для применения на объектах, обладающих высокой степенью неоднородности.

Положительный опыт применения технологии КАРФАС имеется в ОАО «Самаранефтегаз» в карбонатных коллекторах башкирского возраста. Эффект от применения технологии достигал 1000 т нефти на 1 скважино-операцию.