УДК
622.245.48
Метотехнологический
подход к выбору технологии восстановления и увеличения продуктивности скважины
и нефтеотдачи пластов
Государственное автономное научное учреждение
«Институт нефтегазовых технологий и новых материалов Республики Башкортостан»,
г. Уфа,
Аннотация: Представлен общий подход к определению технологий и
реагентов для повышения продуктивности скважин и увеличения коэффициента
нефтеотдачи продуктивных пластов. Приведены практические результаты применения
новых технологий и реагентов.
Ключевые
слова: интенсификация притока,
нефтеотдача, метотехнология
Мероприятия по увеличению коэффициента
продуктивности скважин и коэффициента извлечения нефти (КИН) за счет
воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) и/или удаленные зоны требуют
большого внимания и достаточно значительных затрат различных ресурсов. Применение
различных реагентов, оказывающих химическое действие на пласт и флюиды, насыщающие
его, зачастую не эффективно из-за несоответствия физико-химических свойств
реагентов условиям в системе пласт-флюиды. Выбор методов воздействия на
продуктивный пласт с целью интенсификации работы скважины (восстановление
продуктивности/приемистости или ее увеличение) и методов увеличения нефтеотдачи
(МУН) пластов должен основываться на комплексном, метотехнологическом подходе [1].
Для результативного воздействия на ПЗП и в целом на залежь нефти и газа разработана
интегрированная метотехнология физико-химического воздействия на продуктивный
пласт [2, 3].
Был проанализирован характер изменения основных
параметров нефти по площади пластов АВ1, АВ4-5 и БВ8 Самотлорского нефтяного
месторождения. Выявлено, что свойства нефти и газа в процессе разработки могут
изменяться как по разрезу эксплуатационных объектов, так и по площади, поэтому
изменения свойств нефти следует контролировать. В соответствии с
метотехнологическим подходом [1, 2, 3] изменение свойств нефти следует
учитывать при проведении гидродинамических расчетов и планировании любых
ремонтных мероприятий в скважинах, воздействия на ПЗП и пласт, при определении МУН.
Был выполнен анализ
результатов лабораторных и опытно-промысловых испытаний новых химреагентов и
технологий, направленных на интенсификацию добычи нефти на Самотлорском
месторождении по следующим
направлениям работ: вскрытие нефтяных пластов и глушение скважин; ограничение
водопритока в скважину; воздействие на призабойную зону скважины. На основе
этого были предложены технологии и реагенты, являющиеся основой технологий
адаптированных к конкретным геолого-физическим условиям системы пласт-флюиды.
Для сохранения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС)
пласта при вторичном вскрытии разработана трехкомпонентная загущенная жидкость,
(углеводородная фаза + структурообразователь + вода). Структурообразователь
является и активным наполнителем-стабилизатором, он снижает фильтрацию.
Загущенная жидкость представляет собой объемную структурированную эмульсию со структурно-механическими
свойствами. Улучшение свойств технологических жидкостей (ТЖ) на водной
основе используемых для глушения скважин, осуществляют добавками
поверхностно-активных веществ (ПАВ) это сохраняет ФЕС пласта. Концентрат реагента ГФ-1 используют для приготовления модифицированной ТЖ, после
фильтрации которой в лабораторных экспериментах коэффициент
восстановления проницаемости составил 101-103
%, (за счет снижения поверхностного натяжения на границе «жидкость глушения –
нефть»). Эффективность глушения и последующего освоения скважин с
разнородными по проницаемости пластами и высоким газовым фактором повышается в
результате применения технологии глушения с использованием специального
буферного раствора, блокирующей жидкости [4]. Гидрофобный эмульсионный раствор
(ГЭР) проникает в высокопроницаемые пропластки, благодаря высокой вязкости и
структурно-механическим свойствам блокирует их. Кроме того, ГЭР гидрофобизирует
поры пласта, повышая фазовую проницаемость для нефти. Противодавление на пласт
обеспечивается ТЖ. Освоение скважины облегчено. На Самотлорском месторождении
выполнено примерно 400 операций по глушению скважин с ГЭР, это позволило исключить
потери в добыче нефти более 28 тыс. т.
Для
ограничения водопритока (ОВП) в добывающие скважины разработан новый селективный
водоизоляционный материал на основе высших алюмоорганических соединений (ВАОС).
Реагент на основе ВАОС закачивают в пласт в виде 5-25 %-ного раствора в нефти
или углеводородном растворителе. Реагент обладает высокой селективной и
водоизолирующей способностями: при контакте с водой образуется загущенная
структурированная жидкость, уменьшающая проницаемость обводненного промытого
слоя, хорошо растворяется в нефти, легко разрушается соляной кислотой. На
водоизолирующую способность реагента не влияют минерализация пластовых вод и
пластовое давление. Он работоспособен при пластовых температурах до 100 °С. Например,
для ОВП была обработана добывающая скважина, обводненность ее продукции
снизилась с 99,9 % до 90 %. Дополнительная добыча нефти составила более 1400 т.
Эффект продолжался 300 суток.
Для
интенсификации притока нефти из низкопроницаемых коллекторов разработан
модифицированный органический кислотный состав. Модификатор - головная фракция
этилацетатного производства (ГФЭАП). Промысловое опробывание композиций провели
на пластах ЮВ1 и Ач2 Нивагальского месторождения. Эти пласты имеют пониженную
нефтенасыщенность коллекторов и глинизованы. Индивидуальный подбор с
предварительным моделированием для условий каждой скважины обеспечили
корректность мероприятий. Дополнительная добыча нефти после ОПЗ составила в
среднем 7 т/сут на одну скважину, обводненность продукции снизилась на 2-9 %.
Понимание геолого-физических условий в ПЗП,
уточнение причин уменьшения дебита и возможностей восстановления или увеличения
продуктивности позволяет выбрать технологию ОПЗП или комплекс технологий подходящих
для данных условий, обоснованно рассчитать требуемое количество реагентов.
Повышение информационного обеспечения с применением математического
моделирования, интеграция методических подходов и комплексных технологий
позволяет получить синергетический эффект роста результативности
физико-химического воздействия как в отдельных скважинах, так и в целом по
пласту (или залежи), что ведет к увеличению коэффициента извлечения нефти.
Литература
1. Андреев В.Е., Дубинский
Г.С. Метотехнологический подход как научная методология решения проблем в
нефтегазодобыче // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и
решения). Сборник научных трудов. Вып. 1(16). – Уфа: ООО «Монография», 2012.-
с. 36-44.
2. Андреев В.Е., Дубинский
Г.С., Мияссаров А.Ш., Хузин Н.И., Хузин Р.Р. Анализ возможности применения
методов увеличения нефтеотдачи на залежах высоковязкой нефти Южно-Татарского
свода и Мелекесской впадины // НТЖ. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти
и нефтепродуктов. Изд. ГУП «ИПТЭР» №1(91) 2013 – с. 22-30.
3. Андреев В.Е., Дубинский
Г.С., Котенев Ю.А., Куликов А.Н., Мухаметшин В.Ш. Метотехнология ограничения
водопритоков и увеличения нефтеотдачи. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2014. – 216 с.
4. Дубинский Г.С., Акчурин
Х.И., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. Технологии водоизоляционных работ в
терригенных коллекторах / СПб.: Недра, 2011. – 178 с.