Потокоотклоняющие технологии повышения нефтеотдачи

Осложняющими процесс разработки нефтяных месторождений, являются неоднородность по проницаемости и высокая расчлененность объектов, что приводит к опережающему обводнению скважин и пластов по высокопроницаемым каналам, оставляя невыработанными менее проницаемые пропластки. Эффективная разработка таких объектов невозможна без массового использования методов воздействия на пласт.

Основная цель применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (ФХ МУН) получение дополнительной добычи нефти за счет перераспределения фильтрационных потоков, подключения в разработку невыработанных участков и зон пласта, и, как следствие, снижение темпов роста обводнения (либо снижение обводненности) добываемой продукции на участках внедрения ФХ МУН. Необходимость применения ФХ МУН обусловлена геолого-физическими особенностями пластов: наличием в разрезе разнопроницаемых интервалов, и, как следствие, неравномерная выработка запасов нефти.

Применение методов выравнивания профиля приемистости (ВПП), как показывает практика, при высокой обводненности реагирующих скважин эффективно, поскольку вовлеченные в разработку пропластки заводнены, а остаточные запасы локализованы в низкопроницаемых зонах. Закачка растворов химических реагентов, во-первых, повышает охват пласта заводнением в результате перераспределения потоков нагнетаемой воды за счет образования потокоотклоняющего экрана в высокопроницаемой части пласта, во-вторых, способствуют доотмыву остаточной нефти вследствие снижения поверхностного натяжения вытесняющего агента на границе с нефтью и повышения его вязкости в результате внутрипластового образования стойких и вязких эмульсий.

Применять технологии ВПП необходимо со стадии прогрессирующего обводнения продукции для регулирования фильтрации закачиваемой жидкости и увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН).

Наибольшее применение ФХ МУН на месторождении Н. отводиться гелеобразующим технологиям на основе полиакриламида (ПАА) (30 скв-опер), также, от этого вида воздействия, получен наибольший объем дополнительной добычи нефти и удельная эффективность (год начала работ - 1995 г., дополнительная добыча нефти - 90,4 тыс.т (51% от общей дополнительной добычи нефти за счет ФХ МУН), удельный эффект - 3,01 тыс.т/скв-опер).

ГОС - гелеобразующие системы на основе ПАА, ацетата хрома, поверхностно активных веществ. ГОС обладает избирательным (селективным) проникновением в водонасыщенную часть продуктивного пласта. Это обусловлено, во-первых, более глубоким проникновением состава в зоны повышенной проницаемости из-за повышения сопротивления течения раствора полиакриламида при уменьшении проницаемости среды; во-вторых, тем, что макромолекулы полиакриламида адсорбируются на гидрофильных поверхностях хорошо промытых обводнившихся пропластков, в то время, как гидрофобная поверхность пор нефтенасыщенной части пласта препятствует физико-химическому взаимодействию ГОС с поровым пространством, это, в частности, приводит к удалению геля из пласта потоком нефти. Молекулы растворенного полиакриламида, закачиваемого в скважину, через 6-12 часов «сшиваются» с помощью молекул 3-хвалентного хрома (соединения ацетата хрома), образуя пространственные гелевые структуры. Поверхностно-активное вещество способствует повышенному нефтеотмыву, а также увеличивает пластичность полимерного геля. Рекомендуется на объектах с пластовой температурой до 80°С.

Продуктивность месторождения Н. связана со среднеюрскими отложениями (пласты Ю₂ . ₃, Ю₄, Ю₅,

Ю 6 – объект разработки Ю 2-6 ) и нижнеюрскими отложениями (пласты Ю 10 ¹, Ю 10 ² – объект Ю 10 ). Эксплуатационные объекты Ю 2-6 и Ю 10 характеризуются: проницаемостью – 0,55 мД и 64 мД, песчанистостью – 0,309 д.ед и 0,650 д.ед, расчлененностью – 8 и 3, пластовой температурой – 93˚С и 80˚С. Для терригенных пластов с пластовой температурой более 70^о С необходимо применять термотропные гелеобразующие композиции (ТермоГОС). Отличительной особенностью предлагаемой композиции ТермоГОС является одно-компонентность состава и поставка его в твердой товарной форме, что упрощает реализацию технологии в промысловых условиях. Оптимальная концентрация реагента ТермоГОС для терригенного коллектора составляет 9-10%. Плотность раствора при этом составляет 1,046 г/см³, масса растворенного вещества – 10,46 т на 100 м³ раствора. В рамках опытно-промышленных работ, выполнено 17 обработок нагнетательных скважин составом ТермоГОС. В результате анализа была отмечена высокая технологическая эффективность данного вида воздействия (339 т/скв-опер), по сравнению с гелеобразующими технологиями на основе ПАА

Таким образом, потокоотлоняющие технологии будут широко применяться и в дальнейшем ввиду простоты и низких затрат на их реализацию, а также благодаря эффекту сокращения обводненности скважин во многих случаях. Тем не менее, не следует считать их массовым средством увеличения охвата пласта, ввиду различия строения и геолого-физической характеристики пластов.