Технологии физико-химических методов увеличения нефтеотдачи

На многих эксплуатационных объектах наблюдается опережающий рост обводненности продукции, обусловленный как геологическими характеристиками продуктивного пласта, так и технологическим режимом работы. С целью стабилизации роста обводнения продукции на месторождениях ХМАО-Югры широкое распространение получили потокоотклоняющие технологии и выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, основанные на использовании осадкообразующих, гелеобразующих и эмульсионных составов.

Одна из первоочередных задач, которую решают данные методы, - изменение направления потоков нагнетаемого агента путем локализации системы каналов низкого фильтрационного сопротивления с целью вовлечения в процесс разработки не охваченных дренированием пропластков и зон. Достигнуть этой цели можно путем целенаправленного тампонирования трещин специальными составами с последующим поддержанием давления нагнетания на уровне, исключающем образование новых трещин. Особенно важен контроль за данным процессом, когда на объекте подавляющее большинство скважин планируется эксплуатировать после ГРП.

При закачке химических реагентов потокоотклоняющего свойства, в соответствии с законами подземной гидродинамики, происходит их продви- жение в наиболее проницаемые прослои перфорированного интервала. В условиях разработки пласта за счет искусственного заводнения (закачки воды) эти прослои одновременно являются и в наибольшей степени промытыми водой. Взаимодействие закачиваемого реагента с водой приводит к изменению гидродинамических характеристик последней и приводит к снижению ее подвижности. Соответственно, суммарный приток воды в скважину, обеспечиваемый главным образом за счет промытых прослоев, снижается без ущерба для притока нефти.

По физико-химическим принципам воздействия на пласт потокоотклоняющие можно разделить на следующие группы [1, 3, 6, 13-18].

Технологии на основе геле- и осадкообразующих композиций. К данной группе относятся технологии, основанные на использовании полиакриламида со сшивателем (закачка сшитых полимерных систем – СПС, поверхностно-активных полимерных систем – ПАПС, большеобъемных гелевых систем – БГС, ПГС «Темпоскрин»), технологии, основанные на применении биополимера, кремнийорганических соединений, водорастворимых полиэлектролитов (закачка полимера Гивпан, ВПК-402), термогелеобразующих композиций (закачка композиции Галка, Галка-У, Галка-ПАВ, реагент РВ-ЗП-1).

Технологии на основе полимер - дисперсных и волокнисто-дисперсных систем. К данной группе относятся технологии, основанные на использовании различных дисперсных наполни-телей(бентонит, древесная мука, угольная пыль), стабилизированных полимерами - флокулянтами, поверхностно–активными веществами, эмульгаторами (закачка полимер-дисперсной системы – ПДС, волокнисто-дисперсной системы – ВДС, эмульсионно-полимердисперсного состава (ЭПДС).

Технологии на основе микроэмульси-онных систем. Данная группа технологий основана на использовании в качестве основных реагентов эмульгаторов (Нефтехим, Нефтенол–НЗ, Неонол, Синол ЭМ и др.) с добавками наполнителей – нефти, бентонитовой глины для регулирования свойств эмульсионных систем (закачка эмульсионных составов – ЭС, нефтеводных эмульсий – НВЭ, эмульсионно-суспензионных составов – ЭСС).

Закачка водных растворов ПАВ и их композиций. При закачке небольших объемов оторочек растворов ПАВ высокой (5-10%) концентрации в отдельные нагнетательные скважины механизм действия заключается в изоляции водопромытых интервалов за счет создания стойкой водонефтяной эмульсии и образования отдельной фазы (эффект высаливания ПАВ от теплового воздействия). Кроме того, образующаяся эмульсия и отдельная фаза обладают повышенным фильтрационным сопротивлением, что приводит к снижению скорости фильтрации флюидов в высокопроницае- мых (водопромытых) интервалах и перераспределению фильтрационных потоков.

Критерии наибольшей эффективности по всем группам технологий следующие:

– вязкость пластовой нефти 3-125 спз (при менее 3 спз эффективность процесса может быть также высокой, особенно в сильно неоднородных коллекторах);

– проницаемость пласта 20-2300 мД (наиболее эффективно 200-1000 мД);

• –    в карбонатных породах эффективность ниже, чем в песчаниках вследствие высокой адсорбции полимера;

• –    при глубине залегания пластов менее 600 м может произойти ГРП что приведет к необоснованному расходу полимера;

  – термостабильность полиакриламида 60-90⁰С, биополимера до 150⁰С;

• –    вода для приготовления раствора полимера должна быть пресной или слабоминерализованной (соли не более 10-20 г/л), для сохранения фактора остаточного сопротивления оторочку раствора полимера нужно вытеснять пресной водой;

• –    стадия разработки месторождения может быть любой, однако наибольший эффект можно получить при использовании МУН с начальной стадии разработки месторождения; на поздней стадии разработки при обводненности 90-95% высокая вероятность получения отрицательного эффекта;

• –    рекомендуемый объем оторочки реагента 733% от объема пор дренируемой части пласта; рекомендуемые системы разработки: площадные, однорядные, трехрядные, внутриконтурноезаводне-ние, кроме законтурной закачки.

Дополнительно к выше перечисленному, давление для нагнетания полимерных растворов всегда требуется значительно более высокое, чем при обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки, вследствие увеличения вязкости вытесняющего агента и возникновения дополнительного сопротивления пористой среды, а также вследствие проявления кажущейся вязкости раствора, аналогичного (по эффекту) снижению фазовой проницаемости для воды. По этой причине полимерноезаводнение может оказаться технически неосуществимым в слабопроницаемых пластах [2, 4, 5, 11, 12, 19, 20].