Методы регулирования процесса разработки путем нестационарного гидродинамического воздействия через изменение режимов работы существующих скважина направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов. В особенности это актуально в условиях активной подошвенной воды горизонта БС11, где применение физико-химических методов ограничено.
Сопоставительный анализ геолого-физического строения горизонтов БС10 и БС11 совместно с критериями применимости различных гидродинамических методов воздействия приводит к выводу, что наиболее перспективными являются следующие:
– циклическое заводнение в варианте сезонного ограничения объемов закачки воды;
– перераспределение расходов закачиваемого объекта по группам нагнетательных скважин с целью перемены направлений фильтрационных потоков;
– ограничение или прекращение закачки в высокопроницаемые пропластки.
В добывающих скважинах:
– оптимизация перепадов давления между пластовым и забойным давлениями;
– форсированный отбор жидкости из групп скважин или отдельных скважин.
Из вышеизложенного следует, что из всех рассмотренных методов увеличения нефтеотдачи только физико-химические МУН (потокоотклоняющие технологии на основе гель-осадкообразующих композиций, взависимости от конкретных технологий) и гидродинамические МУН по всем граничным параметрам применения соответствуют геолого-физическим характеристикам продуктивных пластов и могут быть рекомендованы к широкому внедрению. Изолирующие свойства композиций могут регулироваться в зависимости от конкретных компонентов и концентраций реагентов.
Выбор базовых технологий. На втором этапе в составе потокоотклоняющих технологий на основе гель- и осадкообразующих композиций, полимер-дисперсных и волокнисто-дисперсных систем выделен ряд базовых технологий. Понятие базовые технологии включает конкретные модификации потокоотклоняющих технологий и составов, основанных на применении определенных групп химреагентов и физико-химического механизма гель- и осадкообразования.
Выделены следующие базовые технологии: на основе полимеров акриламида, на основе синтетических водорастворимых полианионитов, на основе синтетических водорастворимых поликатионитов, на основе органических и неорганических соединений кремния, неорганических осадко- и гелеобразующих реагентов и дисперсных систем.
Технологии на основе термообратимых полимерных гелей не могут быть рекомендованы из-за высокой пластовой температуры. Для базовых технологий на основе водорастворимых поликатионитов (реагент ВПК-402) и технологий на основе органических и неорганических соединений кремния (реагенты SE-47, АКОР, ЭТС-40 и другие этилсиликаты), кроме растворов жидкого стекла, ограничивающим фактором их применения в настоящее время может явиться их высокая стоимость. При дальнейшем повышении цен на нефть эти технологии могут оказаться рентабельными.
Выбор конкретных модификаций потокоотклоняющихтехнологий. На третьем этапе на основе рекомендованных к применению базовых потокоотклоняющих технологий определены конкретные технологии и химические реагенты.
Технологии на основе полимеров акриламида (ПАА), биополимера, полимер-дисперсные системы, технологии на основе водорастворимых полианионитов, органический и неорганических соединений кремния, композицииРВ-3П-1 соответствуют геолого-физическим характеристикам продуктивных пластов и рекомендуются к применению.
Таким образом, для применения в условиях продуктивных пластов БС10, БС11 подходят следующие конкретные технологии:
· закачка сшитых полимерных и вязкоупругих составов на основе ПАА (СПС, ВУС, КПС);
· закачка полимер-дисперсных составов;
· закачка биополимера и композиций на его основе;
· закачка полимер-гелевой системы Темпоскрин;
· закачка композиции на основе полимера Гивпан;
· закачка самотермогелеобразующей композиции РВ-3П-1;
· закачка композиций на основе жидкого стекла.
На Ефремовском месторождении накоплен достаточно богатый опыт применения МУН, кроме этого, близость геолого-физических параметров дает возможность использования имеющегося опыта применения МУН на Мамонтовском и Тепловском месторождениях.
Из вышеперечисленных технологий на Ефремовском, Мамонтовском и Тепловском месторождениях (геолого-физические характеристики которых аналогичны пластам Ефремовского месторождения) в предыдущие годы применялиcь технологии закачки ВУС, композиции на основе полимера Гивпан, композиции РВ-3П-1, большеобъемных гелевых составов на основе ПАА (БГС). Однако, как показал опыт применения физико-химических МУН, наиболее эффективной потокоотклоняющей технологией для геолого-физических условий продуктивных пластов Ефремовского месторождения является технология закачки большеобъемных гелевых составов (БГС), которая была успешно применена на Ефремовском месторождении в конце 90-х и начале 2000х годов.
Необходимо отметить, что при существующих условиях разработки продуктивных пластов БС10 и БС11 имеется определенный риск в случае применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи в водонефтяных зонах. Это связано в первую очередь с опасностью потери части реагента за счет его оттеснения в водонасыщенную часть пластов, что не позволит достичь необходимой технологической и экономической эффективности процесса.
В этих условиях с целью дальнейшей выработки запасов применение физико-химических МУН, направленных на перераспределение фильтрационных потоков и выравнивание проницаемостной неоднородности, целесообразно только в чисто-нефтяных зонах пласта БС10. На продуктивном пласте БС11 ограничивающим фактором применения физико-химических МУН может явиться водоплавающий характер залежей.
Анализ ранее проведенных работ по применению методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти
До 2000 г. на Ефремовском месторождении потокоотклоняющие МУН не применялись. В январе-октябре 2000 г. в рамках инвестиционного проекта осуществлено 18 скважино-операций по закачке БГС, в том числе 12 – на пласте БС10 и 6 – на пласте БС11. Воздействие оказалось успешным – удельный технологический эффект по пласту БС10 составил 3 тыс.т на скважино-обработку, по пласту БС11– 4,3 тыс. т на скважино-обработку. В марте-июле 2001 г. в 13 скважин Ефремовского месторождения был закачан модифицированный сшитый полимерный состав, в том числе 8 скважин пласта БС10 и 5 скважин пласта БС11. Необходимо отметить, что 6 скважин пласта БС10 (504, 510, 511, 513, 516, 141) и 4 скважины пласта БС11 (907, 909, 910, 911) было обработано повторно. Эффект повторной обработки оказался ниже, чем первой – удельный технологический эффект по пласту БС10 составил 2,2 тыс.т на скважино-обработку, по пласту БС11 – 3,5 тыс. т на скважино-обработку. Необходимо отметить, что несмотря на водоплавающий характер залежи, удельный технологический эффект по пласту БС11 выше, чем по пласту БС10 и после первой, и после второй обработки.
Всего по двум пластам в результате воздействия БГС добыто 98.2 тыс. т нефти, средний удельный технологический эффект составил 3,2 тыс. т нефти на скважино-обработку (таблица 3.2.17). По пласту БС10 удельный технологический эффект составил 2,7 тыс. т нефти на скважино-обработку, по пласту БС11 удельный технологический эффект составил 3,9 тыс. т нефти на скважино-обработку.
Прогнозный удельный технологический эффект с коэффициентом риска по пласту БС10 составит 2,0 тыс. т нефти на скважино-операцию, по пласту БС11 – 2,5 тыс. т нефти на скважино-операцию со снижением по годам на 3-5 %.