Для проведения ВПП использовались 11 различных технологий на основе водных суспензий древесной муки и глинопорошка, полимер-дисперсного осадка, водных растворов силиката натрия и хлорида кальция (соляной кислоты), сернокислого алюминия, хлорида кальция и щелочей (кальцинированной или каустической соды и др. Необходимо отметить, что на начальных стадиях применения технологии закачки потокоотклоняющих реагентов в нагнетательные скважины эффективными оказались даже наиболее "простые" монотехнологии такие, как сульфатно-содовая смесь с хлористым кальцием, жидкое стекло с хлористым кальцием.

На более поздних стадиях эксплуатации, когда обводненность добываемой продукции достигает 95-97 %, максимальной становится степень промытости фильтрационных каналов, эффективность монотехнологий снижается, и на первый план выходят комплексные технологии, включающие в себя 2-3, а иногда до 5 монотехнологий.

Дополнительная добыча нефти от мероприятий по ВПП в год их максимального внедрения 2001-2002 гг. по залежи БВ₈ составила 378 тыс. т. При этом средний объем закачки потокоотклоняющего реагента составил 200-900м³ на скважину, а максимальный эффект от проведенных мероприятий наступил в 2003-2005г. г.

По пласту БВ₉ за период 2001-2002г. г. от применения технологии ВПП получено 54 тыс. т. дополнительной нефти.

При планировании дальнейших работ по ВПП необходимо учесть то, что при продолжающемся нарастании обводнения объектов разработки эффективными будут комплексные обработки скважин. Основное внимание при выборе реагентов должно быть сделано на применение покоотклоняющих технологий: обратные эмульсии, гелеобразующие составы, осадкообразующие силикаты и т.п.

Активное разбуривание залежи нефти Аригольского месторождения осуществляется с 2000г.

В период 2002-2005г. г. на месторождении было проведено 115 геолого-технологических мероприятий в 66 скважинах, применялись следующие методы интенсификации добычи нефти:

· гидроразрыв пласта - 50%;

· оптимизация режима работы скважин - 31%;

· интенсификация притока (ОПЗ) - 8%;

· ликвидация аварий - 8%;

· зарезка боковых стволов - 3%.

Дополнительная добыча нефти от проведенных мероприятий за период 2002-2005 гг. составила 519,1 тыс. т. (или 17,2% от всей добычи нефти за рассматриваемый период), на одну скважино-операцию приходится 4,5 тыс. т. нефти.

Успешность работ, проводимых на месторождении, достаточно высокая - из 115 проведенных ГТМ положительный результат был получен в 108 операциях, или 93,9%. Наибольшей успешностью характеризуется ГРП (100%) и оптимизация режимов работы скважин (91.7%), успешность операций по интенсификации притока нефти и ликвидации аварий несколько ниже - 77,8% и 55,6% соответственно. В 2004г. дополнительная добыча нефти составила 221,5 тыс. т на 44 скважино-операций, в 2005г. количество проводимых ГТМ снизилось до 36 скважино-операций, а дополнительная добыча нефти составила 175,5 тыс. т.

Проведенный анализ выполненных ГРП показал, что с 2004 года на Аригольском месторождении технология проведения ГРП изменилась, стали применять большеобъемные ГРП (объем проппанта более 40 т).

Обводненность многих скважин после проведения ГРП стала резко расти. Из 40 скважин, на которых было проведено большеобъемное ГРП резко обводнилась 21 скважина (52,5%)

Кроме того, коллектор залежи характеризуется высокой неоднородностью по толщине. Значительная доля прослоев имеет малую толщину и высокие пористость и проницаемость. Эти прослои являются потенциальными кандидатами на опережающее обводнение продукции скважин, поскольку имеют высокую гидропроводность и небольшие запасы.

В связи с этим существует два основных пути обводнения:

скважины обводняются в результате прорыва воды от нагнетательных скважин по высокопроницаемым пропласткам, вследствие ГРП.

обводнение скважин происходит в результате прорыва законтурных вод.

Активное проведение ГРП в краевых зонах пласта и в зонах с повышенной гидропроводностью, без учета динамики текущего продвижения фронта обводнения также явилось одной из основных причин быстрого обводнения пласта.

Таким образом, материалы представленные в третьей главе показывают, что:

при благоприятных условиях в России использование МУН в ближайшее время может существенно повлиять на развитие нефтяной промышленности и предотвратить тенденцию падения добычи нефти;

анализ работ по повышению нефтеотдачи и проведению обработок скважин, выполненных на месторождениях с низкой начальной нефтенасыщенностью, высокой степенью выработки, низкопроницаемыми коллекторами (Суторминском, Аганском и Аригольском) показывает, что есть все основания для успешного и эффективного применения как различных физико-химических, так и других технологий воздействия на ПЗП скважин и пласт в целом в целях повышения эффективности разработки и увеличения уровней добычи нефти

В четвертой главе изложены результаты разработки и использования методики критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения, рассмотрены условия и критерии применения метода нестационарного воздействия, представлены результаты анализа объектов разработки ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" по применимости метода нестационарного воздействия.

В неоднородных пластах малопроницаемые нефтенасыщенные участки и прослои могут оказаться не охваченными заводнением на 20-50% и более. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением. За счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов все большее количество остаточных запасов переходит в категорию трудноизвлекаемых. В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки месторождений становятся малоэффективными.

Впервые предположение об эффективности нестационарного воздействия заводнением на нефтяную залежь было высказано М.Л. Сургучевым в конце 50-х годов, после получения результатов анализа реконсервации залежи пласта Б₂ месторождения Яблоновый Овраг и заводнения основного пласта Ново-Степановского участка Калиновского месторождения, разработка которого по техническим и природно-климатическим причинам носило периодический характер.

Циклический (нестационарный) метод заводнения основан на периодическом изменении режима воздействия на нефтяные залежи сложного строения, при котором в продуктивных отложениях искусственно создается нестационарное распределение пластового давления и движение пластовых флюидов. Практически всегда нестационарное заводнение применяется в комплексе с технологиями изменения направления фильтрационных потоков, что приводит к одновременному увеличению охвата пласта заводнением по толщине и площади. При этом эффект от нестационарных процессов в пласте дополняется эффектом от изменения направления фильтрационных потоков.

С 1965г. разработка метода ведется в трех направлениях: теоретическое изучение, лабораторно-экспериментальные исследования и проведение опытных работ в промысловых условиях, результаты которых изложены в работах Боксермана А.А., Борисова Ю.П., Вашуркина А.И., Гавуры В.Е., Горбунова А.Т., Девятова В.В., Жданова С.А., Желтова Ю.П., Муслимова Р. Х, Оганджанянца В.Г. Садчикова П.Б., Сургучева М.Л., Хисамутдинова Н.И., Цинковой О.Е., Шалимова Б.В., Шарбатовой И.Н. и многих других.

Метод циклического (нестационарного) заводнения нашел широкое применение на нефтяных месторождениях Татарии, Самарской области, Западной Сибири и т.д. Общепризнанным достоинством метода является простота его осуществления, применимость в широком диапазоне пластовых условий и достаточно высокая экономическая и технологическая эффективность.

Анализ литературных источников, посвященных теме нестационарного заводнения, показал, что области эффективного применения метода достаточно широки. Метод циклического заводнения применим как на ранней, так и на поздней стадии разработки. Возможно применение метода и на сильно обводненных месторождениях даже после наступления предела рентабельности эксплуатации скважин. Наиболее эффективным применение метода является для мощных слоисто-неоднородных пластов с хорошей гидродинамической связью между прослоями, а также для трещиновато-пористых коллекторов. Благоприятным фактором является гидрофильность коллекторов.

Промысловый опыт и литературные данные показывают, что циклическое заводнение при постоянных значениях амплитуды изменения давлений в пласте и времени полуциклов в течение 1-4 лет перестает давать эффект. Кроме того, применение метода в условиях коллекторов Татарии и Западной Сибири позволяет рассчитывать на повышение нефтеотдачи в среднем на 6-8% на первой стадии разработки, на 4-5% - на второй стадии и на 1-3% - на завершающих стадиях.

Для увеличения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти в работе предлагается проводить нестационарное заводнение в сочетании с адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреагентов, направленными на снижение слоистой неоднородности и повышение охвата пласта, которые позволят интенсифицировать вытеснение нефти из низкопроницаемых пропластков, с одной стороны, и ограничить непроизводительную закачку воды в уже промытые, высокопроницаемые прослои.

Анализ литературных данных показывает, что эффективность реализации нестационарного заводнения во многом зависит от правильности выбора участка на основе геолого-промысловой информации, однако, несмотря на достаточный опыт применения нестационарного заводнения на месторождениях страны, до настоящего момента не существовало алгоритма предварительного выбора объектов разработки на основе анализа имеющихся геолого-физических характеристик.

В связи с этим в ОАО "ВНИИнефть" были разработаны методические положения критериального выбора пригодности тех или иных объектов разработки для дальнейшего осуществления на них технологии нестационарного заводнения. На основании этой методики была проведена классификация месторождений ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" по применимости нестационарного заводнения, подготовлена программа реализации этого метода на месторождениях района, а затем организованы и проведены промышленные работы.

Суть методических положений о критериальном выборе пригодности тех или иных объектов разработки для дальнейшего осуществления на них технологии нестационарного заводнения сводится к следующему.

Поскольку все продуктивные пласты могут быть охарактеризованы одними и теми же общепринятыми показателями (характеристиками) - песчанистость, зональная и послойная неоднородности, степень выработки запасов, то более эффективное проектирование и реализация нестационарного заводнения могут быть осуществлены на основе критериального анализа имеющегося набора геологических характеристик предполагаемого объекта.

Вначале все имеющиеся объекты делятся на три условных группы с различной степенью песчанистости - менее 0,29; 0,3-0,79 и более 0,8. После этого анализируется степень послойной неоднородности, в том числе расчлененность, а также степень выработки запасов. На последнем этапе определяется степень предпочтительности применения нестационарного заводнения на анализируемом участке, которая варьируется от 0 до 1.

Проведение анализа, систематизации и классификации объектов разработки ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" для определения пригодности применения технологии нестационарного заводнения основывалось на комплексе имеющейся исходной геолого-промысловой информации.

По состоянию на 01.01.2006г., ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" разрабатывает 28 месторождений, включающих 37 объектов разработки. Геолого-физические характеристики объектов разработки для проведения классификации брались из имеющихся проектных документов. При отсутствии некоторых параметров проводились расчеты по первичным геолого-физическим материалам, взятым из подсчета запасов.

При первоначальном анализе объектов разработки ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" учитывались размеры залежей, наличие системы ППД и количество нагнетательных скважин. Объекты разработки, эксплуатируемые 1-3 скважинами и имеющие небольшие запасы нефти, в дальнейшей классификации не учитывались. В итоге было выделено 14 месторождений, включающих 22 объекта разработки.

По результатам анализа геолого-физических характеристик и проведения классификации объектов разработки месторождений ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" по предпочтительности применения нестационарного заводнения все рассматриваемые объекты были разделены на 4 степени предпочтительности (см. табл.1):

высокая степень предпочтительности (0,6 - 1) - 10 объектов разработки;

средняя степень предпочтительности (0,4 - 0,59) - 5 объектов разработки;

низкая степень предпочтительности (0,15 - 0,39) - 5 объектов разработки;

не пригодные для нестационарного заводнения - 2 объекта разработки.

Таким образом, проведенная классификация объектов разработки на месторождениях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" показала возможность применения нестационарного заводнения на 15 объектах разработки (высокая и средняя степени предпочтительности). Дальнейшие исследования показали, что эффективность нестационарного воздействия может быть существенно повышена за счет его использования в комплексе с адресными обработками скважин. Особое значение эта технология имеет для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов.

Для увеличения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти была предложена комплексная технология, которая заключается в реализации нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреагентов, направленных на снижение слоистой неоднородности, повышение охвата пласта, интенсификацию вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков, ограничение непроизводительной закачки воды в уже промытые, высокопроницаемые прослои.

В пятой главе изложены основные результаты лабораторных исследований по обоснованию оптимальных составов композиций для интенсификации добычи нефти и увеличения приемистости скважин, а также композиций для перераспределения фильтрационных потоков и выравнивания профиля приемистости.

Обзор геологического строения продуктивных пластов и анализ состояния разработки Суторминского, Аганского и Аригольского месторождений, представленные в предыдущих главах, позволили выявить основные особенности разработки этих месторождений и наметить основные направления работ по улучшению состояния призабойных зон пластов путем применении тех или иных технологий, разработанных либо адаптированных к конкретным условиям месторождений.

Основной задачей кислотной обработки (КО) скважин является восстановление коллекторских свойств в призабойной зоне пласта (ПЗП) за счет разрушения, растворения и выноса в ствол скважины кольматирующих твердых частиц естественного и техногенного происхождения, улучшения фильтрационных характеристик ПЗП путем расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной ширине пласта.

Для повышения продуктивности и приемистости скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов были проведены исследования по оценке возможности применения катионных ПАВ (гидрофобизаторов) как самостоятельно, так и в составе кислотных композиций; исследована возможность получения кислотных композиций на основе сухих химреагентов.

Применение технологий, направленных на выравнивание профилей приемистости, перераспределение фильтрационных потоков и снижение обводненности добываемой продукции является одним из направлений повышения технико-экономических показателей разработки, особенно при разработке месторождений на поздней стадии, характеризующейся отбором большого количества попутной воды. Механизм действия подобных технологий основан на создании в высокопроницаемых обводненных пропластках продуктивного пласта водоизолирующих и потокоотклоняющих барьеров и перераспределении потоков нагнетаемой воды, как по толщине пласта, так и по его простиранию.

Улучшение соотношения вязкостей и частичное выравнивание профилей приемистости и отдачи, как свидетельствует накопленный огромный лабораторный, промысловый и теоретический материал, позволяет в достаточной мере повысить эффективность разработки нефтяных месторождений и конечную нефтеотдачу пласта.

Таблица 1

Классификация объектов разработки ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" по степени предпочтительности технологии нестационарного заводнения

№ п/п	Месторождение	Объект	Степень предпочтительности по блок-схеме	Нагнетательный фонд по объекту на 01.11.2005 г.	Поправ. коэффициент нагнетательного фонда	Поправ. коэффициент по запасам	Диапазон (средневзвешенное значение), Кпр, мД	Поправ. коэффициент по проницаемости	Степень предпочтительности итоговая (с учетом поправ. коэффициента)
				всего	под закачкой
1.	Кетовское	БВ3-4	0,6	19	17	+0,1	0	1,0-772,0 (160,9)	+0,2	0,9	высокая
2.	Ватинское	АВ1-2	0,4	126	90	+0,1	+0,2	1,0-1584,9 (312,5)	+0,2	0,9
3.	Северо-Ореховское	АВ1-2	0,6	22	20	+0,1	-0,2	0,94-2035,0 (291,9)	+0,2	0,7
4.	Ново-Покурское	ЮВ11	0,6	19	17	+0,1	0	0,3-50,2 (15,4)	0 (ГРП)	0,7
5.	Аригольское	ЮВ1	0,6	22	20	+0,1	0	0,3-55 (25,2)	0 (ГРП)	0,7
6.	Ватинское	БВ8	0,4	42	32	+0,1	0	1,0-1258,9 (316,6)	+0,2	0,7
7.	Северо-Покурское	БВ8	0,5	20	19	+0,1	0	0,2-411,7 (58,7)	+0,1	0,7
8.	Мегионское	АВ1-2	0,4	29	23	+0,1	0	0,01-415,0 (64,4)	+0,1	0,6
9.	Ново-Покурское	ЮВ12	0,4	67	65	+0,1	+0,1	0,6-20,4 (8,4)	0 (ГРП)	0,6
10.	Западно-Асомкинское	ЮВ1	0,5	20	18	+0,1	0	1,5-103,0 (25,2)	0 (ГРП)	0,6
11.	Кетовское	ЮВ1	0,6	31	5	-0,1	0	0,4-101,5 (9,1)	0 (ГРП)	0,5	средняя
12.	Северо-Покурское	АВ1-2	0,4	94	91	+0,1	+0,1	0,48-3474,0 (459,7)	-0,1	0,5
13.	Аганское	БВ8	0,2	196	163	+0,1	0	2,0-1401,0 (341,7)	+0,2	0,5
14.	Покамасовское	ЮВ11	0,3	76	43	+0,1	0	3,0-162,0 (74,4)	0 (ГРП)	0,4
15.	Аганское	БВ18-21	0,6	17	13	-0,1	-0,1	0,26-19,14 (6)	0	0,4
16.	Южно-Покамасовское	ЮВ11	0,6	11	11	-0,1	-0,2	0,5-25,6 (10,1)	0 (ГРП)	0,3	низкая
17.	Северо-Островное	ЮВ1	0,4	5	5	-0,1	0	0,34-16,5 (7,9)	0 (ГРП)	0,3
18.	Северо-Покурское	БВ6	0,3	23	17	+0,1	0	0,4-4459,0 (332,5)	-0,1	0,3
19.	Мыхпайское	АВ1-2	0,4	18	12	-0,1	-0,2	0,53-638,4 (49,1)	+0,1	0,2
20.	Ватинское	ЮВ1	0,15	35	32	+0,1	-0,1	0,9-237,7 (38,4)	0 (ГРП)	0,15
21.	Западно-Асомкинское	БВ10	0,4	3	3	-	-	28,6-499,5 (196,7)	+0,1	-	не пригодные
22.	Южно-Аганское	ЮВ1	0,2	13	6	-0,1	-0,2	0,6-65,2 (18,0)	0 (ГРП)	-

Наиболее известными в практике являются технологии закачки различных полимерных систем, композиций на основе жидкого стекла, а также обратных эмульсий. Эти технологии давно внедряются и широко используются нефтегазодобывающими предприятиями различных регионов России.

В качестве композиций для интенсификации добычи нефти и увеличения приемистости скважин были рассмотрены водные растворы КПАВ типа ИВВ-1, представлен механизм взаимодействия КПАВ с пластовыми флюидами и породой.

Реагент ИВВ-1 может быть отнесен к активному ПАВ, поскольку к этому виду относят ПАВ, снижающие межфазное натяжение между водой и нефтью с 25-30 до единиц и менее мН/м.

Проведенные лабораторные опыты с водными растворами КПАВ на насыпных пористых средах из полимиктового песка с проницаемостью 0, 20-0,27 мкм², пористостью 0,35-0,37 при температуре 85^оС показали (соответствует средней пластовой температуре в призабойной зоне добывающих скважин Суторминского месторождения), что в интервале концентраций КПАВ 0,1-0,25% подвижность воды после обработки пористой среды водными растворами катионных ПАВ мало (на 5-15%) отличалась от подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности, что позволяет именно на эти величины концентраций КПАВ ориентироваться при подготовке практических рекомендаций при разработке технологи обработки добывающих скважин.

Актуальность работ по созданию новых кислотных композиций для повышения производительности скважин связана с возможностью совместить в одной композиции две функции - агента повышающего вытесняющие свойства закачиваемого агента и кислоты, растворяющей породу с более глубоким проникновением в пласт.

Для адаптации кислотных композиций к условиям месторождений ОАО “Ноябрьскнефтегаз" и исходя из фактического наличия химреагентов для исследований была взята композиция следующего состава (% об.):

Нефтенол ВВД (по товарному продукту) - 5-20; соляная кислота (12%) - 80-90.

С целью снижения межфазного натяжения на границе раздела композиции с нефтью в систему вводилось катионоактивное ПАВ - ИВВ-1, которое также является ингибитором коррозии скважинного оборудования. Исследования, проводимые при температурах 20-90^оС и минерализации пластовой воды 18 г/л, показали стабильность композиции как при 20^оС, так и при 90^оС.

По данным экспериментальных фильтрационных исследований, проведенных на насыпных моделях пласта и на реальном керновом материале в диапазоне проницаемостей от 30 до 500 мкм² установлено, что применение ПАВ-кислотных композиций приводит к эффективному вытеснению остаточной нефти из пористой среды (до 50%), а следовательно возрастанию водопроницаемости. При этом извлечение остаточной нефти (от 8% до 15%) начинается после закачки 0,6 V пор кислотной композиции.

Поскольку при освоении и разработке месторождений Западной Сибири часто возникает проблема с доставкой и транспортировкой жидких химреагентов, таких например, как соляная кислота и т.п. В этой связи была поставлена задача создания кислотной композиции на основе имеющихся в производстве сухих химреагентов.

В качестве основных компонентов для кислотного состава были выбраны бифторид фторид аммония (БФФА) и сульфаминовая кислота (САК).

Подбор соотношения компонентов в кислотном составе осуществлялся при суммарной концентрации компонентов 5, 10 и 20%. При этом соотношение компонентов определялось, исходя из их эквивалентных масс.

В ходе исследований было получено, что наиболее оптимальным соотношением компонентов в кислотном составе является соотношение БФФА: САК=1: 3. При этом рабочая концентрация кислотного состава должна составлять 10-15%, т.к. низкие концентрации недостаточно эффективны, а высокие могут привести к повышенному образованию геля кремниевой кислоты, отрицательно влияющего на коллекторские свойства пласта. Для предотвращения образования осадка приготовление кислотных растворов необходимо проводить на пресной воде.

В целях изучались снижения межфазного натяжения на границе раздела водного раствора кислотного состава с нефтью изучались образцы анионоактивных ПАВ (МЛ-80), катионоактивных ПАВ (ИВВ-1), неионогенных ПАВ (АФ₉-12) и комбинированных ПАВ (Синол-Кам, Нефтенол ВВД). В результате исследований для дальнейших фильтрационных исследований была рекомендована кислотная композиция с минимальным межфазным натяжением, содержащая 10% кислотного состава при соотношении БФФА: САК=1: 3 с добавкой комбинированного ПАВ Синол-Кам в концентрации 1% по товарной форме.

Проведенный фильтрационный эксперимент на реальном керновом материале, отобранном из продуктивных пород пласта АС₁₀ Южно-Приобского месторождения, показал, что после обработки образца керна кислотной композицией его проницаемость по воде увеличилась на 17,1%, кроме того было отмечено снижение остаточной нефтенасыщенности. Прирост коэффициента вытеснения составил 3,4%.

Наряду с уже использующимися на месторождениях страны технологиями и композициями для перераспределения фильтрационных потоков и выравнивания профиля приемистости необходимо проводить исследования и опытно-промышленные испытания новых химреагентов, разрабатываемых для нужд нефтяной промышленности.

В целях выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин с пластовыми температурами до 80^оС в лабораторных условиях проводились оценка возможности использования эмульгатора Нефтенол НЗ, Нефтехим, ЭКС-ЭМ марки Б для получения обратных эмульсий и исследование фильтрационных и нефтевытесняющих свойств полученных композиций.

Проведенные физико-химические исследования показали, что обратные эмульсии на основе 2-4% Нефтенола НЗ с концентрацией хлористого кальция в растворе 4% являются стабильными в течение 0,5-2,5 сут при температуре 65^оС и при этом обладают наибольшей вязкостью (75,5 мПаЧс). При повышении температуры до 80^оС стабильность обратной эмульсии на основе Нефтенола НЗ существенно уменьшается и составляет 4 часа.

Результаты исследования реологических свойств обратных эмульсий на основе Нефтехима показали, что эмульсии на основе данного ПАВ менее стабильны и обладают более низкими значениями эффективной вязкости, чем системы на основе Нефтенола НЗ. Кроме того, при изменении концентрации ПАВ в эмульсии от 2 до 4% вязкость последней практически остается неизменной.

Фильтрационные эксперименты, проведенные по общепринятым методикам, показали, что снижение подвижности при закачке систем с содержанием 2% Нефтенола НЗ составляло в среднем всего 2,1 раз, в то время как, для систем с содержанием 3 и 4% ПАВ это значение равнялось 14,3 и 12,0, соответственно. При этом наибольший коэффициент изоляции также был получен для системы с 2% Нефтенола НЗ (снижение подвижности составило 2,1), а для 3 и 4 % - 1,66 и 1,41.

Характер фильтрации и довытеснения остаточной нефти при экспериментах с обратными эмульсиями на основе Нефтенола НЗ, стабильного бензина, хлористого кальция и воды при 45^оС представлен на рис.3.

Рисунок 3 Изменение подвижности и коэффициента вытеснения от объема прокачки (Нефтенол НЗ - 2%; стабильный бензин - 20%; CaCl₂ - 4%; остальное - вода 16 г/л)

На основании проведенных физико-химических и фильтрационных исследований было получено, что наиболее оптимальной системой является эмульсионная система с концентрацией Нефтенола НЗ - 2%.

Поскольку исследования термоустойчивости обратных эмульсий на основе Нефтенола НЗ показали, что время существования эмульсии при 80^оС составляет не более 4 часов, то в целях увеличения времени стабильности обратной эмульсии при повышенных температурах, дальнейшие исследования проводились с ПАВ-эмульгатором ЭКС-ЭМ, разработанным в ЗАО "Полиэкс" (г. Пермь).

Создание обратных эмульсий проводилось на основе маслорастворимого эмульгатора ЭКС-ЭМ, стабилизатора обратных эмульсий (хлористый кальций), углеводородной фазы (стабильный бензин, нефть - 2,2 мПаЧс, смесь керосина с толуолом) и минерализованной воды (16 г/л).

В исследуемом диапазоне концентраций ПАВ (1-4%) и температур (20-80^оС) были получены обратные эмульсии, стабильные в зависимости от температуры от нескольких часов до нескольких суток. Измерения вязкости обратной эмульсии следующего состава, %: эмульгатора ЭКС-ЭМ - 1-3, нефти - 20, 3% СаCl₂ - 0,5 и остальное вода с минерализацией 16 г/л при разной температуре (20, 60 и 80^оС) и скорости сдвига 73,2 с^-1 показали, что вязкость обратной эмульсии составляет 31,5-235,8 мПаЧс и увеличивается с ростом концентрации эмульгатора.

Для дальнейших фильтрационных исследований рекомендуется следующий состав обратной эмульсии, (% объемные): эмульгатора ЭКС-ЭМ - 3, CaCl₂ - 3, нефти - 20 и минерализованной (16 г/л) воды - 74.

Оценка фильтрационных и нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ проводилась на насыпных моделях пористых сред длиной 25 см с внутренним диаметром 2 см, проницаемость составляла 0,35-0,42 мкм². В качестве пористой среды использовался дезинтегрированный керн пласта Б₈ Самотлорского месторождения. Подготовка к опытам и их проведение осуществлялось по стандартным методикам.

Температура проведения опытов составляла 60 и 80^оС, объемная скорость фильтрации 40-80 мл/ч (10-20 м/сут), объем закачки эмульсионных систем - 1 V пор, выдержка в пористой среде при температуре опыта 16 часов.

В результате экспериментов получено (рис.4), что прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 0,21-0,32 (конечный коэффициент вытеснения нефти рассчитывался с учетом привнесенного в пористую среду углеводорода, находящегося в составе закачиваемой эмульсионной системы).

Коэффициент изоляции (отношение подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности к подвижности воды после закачки эмульсии) составляет 1,93-2,07 при температуре опытов 80^оС и 2,35-2,54 - при 60^оС, то есть изоляционные свойства обратной эмульсии в большей степени проявляются при более низких температурах.

Рисунок 4 Изменение подвижности и коэффициента вытеснения от объема прокачки при температуре 80^оС

(Эмульгатор ЭКС-ЭМ - 2%; нефть - 20%; CaCl₂ - 3%; остальное - вода 16 г/л)

Полученные результаты дают основание предположить, что после обработки нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения, за счет этого, подвижности воды.

Таким образом, в результате проведенных лабораторных исследований получено, что

в интервале концентраций КПАВ ИВВ-1 0,1-0,25% подвижность воды после обработки пористой среды водными растворами катионных ПАВ мало (на 5-15%) отличалась от подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности, что позволяет именно на эти величины концентраций КПАВ ориентироваться при подготовке практических рекомендаций при разработке технологи обработки добывающих скважин.

ПАВ-кислотная композиция (Нефтенол ВВД+соляная кислота+ИВВ-1) приводит к эффективному вытеснению остаточной нефти из пористой среды (до 50%), и, следовательно, возрастанию водопроницаемости.

на основе бифторид фторид аммония (БФФА) и сульфаминовая кислота (САК) получена кислотная композиция для обработки терригенных коллекторов в условиях, характерных для месторождений Западной Сибири,

для обработок нагнетательных скважин в целях перераспределения фильтрационных потоков в ходе реализации комплексной технологии может быть использована ОЭ следующего состава (% масс.): эмульгатор - 3; нефть - 20; CaCl₂ - 3; остальное - вода с минерализацией 16 г/л.

В шестой главе изложены результаты применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов и технологий обработок скважин на месторождениях Западной Сибири, представлены результаты анализа применения обработок призабойных зон скважин на пластах с низкой начальной нефтенасыщенностью Суторминского месторождения, показаны результаты применения комплексной технологии воздействия на объекте с высокой степенью выработки Аганского месторождения и результаты применения комплекса мероприятий по повышению эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов в условиях опережающего обводнения пласта ЮВ₁ Аригольского месторождения.

Проблемам увеличения эффективности разработки Суторминского месторождения уделялось большое внимание с самого начала разработки.

Рассмотрим результаты работ, выполненные с непосредственным участием автора на Суторминском месторождении.

В среднем за период 1990-95г. г. проводилось 325 обработок в год, причем от 60 до 85% (в среднем 73%) ОПЗ приходится на нагнетательные скважины. Некоторый спад в количестве обработок приходится на 1993-94 гг., что объясняется экономическими причинами (табл.2).

На месторождении применялись следующие виды обработок:

УПД - увеличение продуктивности добывающих скважин;

ОВП - ограничение водопритока в добывающих скважинах;

УПН - увеличение приемистости нагнетательных скважин;

ВПП - выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Таблица 2

Количество обработок по классам

Показатели	Количество обработок, шт.
	1990	1991	1992	1993	1994	1995
УПД	64	55	133	113	53	98
ОВП	5	2	4	-	-	-
УПН	221	252	129	74	29	149
ВПП	35	73	79	96	149	193
Всего	325	382	345	283	231	386

Из представленных данных видно, что обработки класса ОВП практически не нашли применения на Суторминском месторождении. Количество обработок класса УПД составляет в среднем 85 в год. Количество обработок класса УПН снижается в 1993-94 гг. Вместе с тем видно, что количество обработок класса ВПП растет с 35 в 1990 г. до 193 в 1995 г. В 1993-95 гг. обработки класса ВПП становятся главенствующими сравнительно с другими классами. Это хорошо согласуется с динамикой технологических показателей разработки и объясняется тем, что при интенсивной системе заводнения в период падающей добычи наиболее эффективны работы по регулированию разработки со стороны линии нагнетания.

Подавляющее большинство обработок ВПП проведено с применением двух групп химкомпозиций: гелеобразующие составы на основе полиакриламида ПАА (полимерные системы) и эмульсионные составы на основе Нефтехима, Нефтенола Н3 и Эмультала (эмульсионные системы). Прочие химкомпозиции для выравнивания профиля приемистости применялись в единичных случаях. К ним относятся такие композиции, как сульфонол + хлористый кальций, тринатрийфосфат, карбамид, хлористый алюминий, цеолиты.

Все эмульсионные системы, применявшиеся на Суторминском месторождении, защищены авторскими свидетельствами и патентами с участием автора.

Основное отличие этих двух групп заключается, прежде всего, в том, что эмульсионные системы могут быть разрушены и позволяют несколько увеличить коэффициент вытеснения. Всего с 1990 по 1995г. было проведено 275 обработок эмульсионными системами и 296 полимерными, что позволило дополнительно отобрать соответственно 327 и 264 тыс. т. нефти или 1189 т. на одну обработку в первом случае и 892,1 т. во втором (таблица 3).

Таблица 3

Технологическая эффективность проведения работ по выравниванию профиля приемистости

Показатели	Дополнительная добыча нефти, т.
	1990	1991	1992	1993	1994	1995
Дополнительная добыча нефти всего: полимерные эмульсионные	13898 70079	3902 50853	27252 34226	102499 13205	88944 132289	27615 26405
Дополнительная добыча нефти на одну обработку: полимерные эмульсионные	1385 3185	195 1017	649 925	1314 1100	1186 1788	389 330

Таким образом, внедрение эмульсионных систем позволило не только расширить область применения загущающих агентов, но повысить технологическую эффективность, которая составила около 82 тыс. т нефти. В 1996г. было проведено в ОАО "Ноябрьскнефтегаз" 1823 обработки на 1186 скважинах. На Суторминском месторождении обработано 108 добывающих и 202 нагнетательных скважины. При этом количество обработок составило соответственно 114 и 308. С целью выравнивания профиля приемистости проведено 192 обработки на 112 скважинах, а для увеличения приемистости 116 обработок на 90 скважинах. Дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 59,6 тыс. т., а по нагнетательным 211,1 тыс. т., в т. ч. за счет выравнивания профиля приемистости 172,3 тыс. т.

При обработках добывающих скважин наибольшая эффективность была получена от закачки соляной кислоты с добавками гидрофобизатора ИВВ-1 и Нефтенола ВВД - 551 т нефти на обработанную скважину и грязекислотных обработок - 423 т на скважину.

Наибольший эффект от обработок нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости была достигнута от комбинированных технологий (микроэмульсия + полимер) - 1108 т/скв., закачки микроэмульсии - 1032 т/скв. и ВУСов - 880 т/скв. Для увеличения приемистости в 1996г. наиболее значительный эффект был достигнут от солянокислотных обработок с добавками гидрофобизатора и Нефтенола ВВД - 388 т на одну скважину.

Выбор участков для реализации комплексной технологии воздействия (нестационарного заводнения с адресными обработками скважин) на объекте с высокой степенью выработки Аганского месторождения осуществлялся на основе анализа сложившейся системы разработки, карт текущего состояния разработки, имеющейся геолого-промысловой информации, а также на основе распределения остаточных нефтенасыщенных толщин

Эффективность реализации нестационарного заводнения напрямую зависит от правильного определения времени циклов воздействия, основанного на определении средней проницаемости опытного участка в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИ и исследования кернов. На основании полученных данных рассчитывались средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах опытного участка.

В результате проведенных расчетов, было получено, что длительность полуцикла по опытному участку пласта Б₈ Аганского месторождения составляет 3,5 мес.

В рамках составления "Программы работ…" был проведен расчет среднемесячной закачки по каждой нагнетательной скважине, а поскольку все нагнетательные скважины в полуцикле закачки должны работать с предположительно максимальной приемистостью, то объемы закачиваемой воды по выбранному опытному участку пласта БВ₈ были скорректированы на основании реальных возможностей системы ППД.

Для увеличения эффективности процесса нестационарного воздействия на фонде скважин системы ППД было запланировано проведение работ, направленных на перераспределение потоков дренирующей воды в пласте в целях повышения охвата пласта заводнением как по мощности пласта, так и по площади, а также ограничения объема попутной воды, поступающей в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам.

Планирование геолого-технических мероприятий (ГТМ) осуществлялось на основе проведенного анализа имеющейся геолого-промысловой информации и состояния процесса разработки в целом с использованием данных ГИС-контроля и учетом намеченных недропользователем плановых ГТМ.

Реализация опытно-промышленных работ на опытном участке Аганского месторождения (объект БВ₈) по испытанию комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов была начата в июне 2005г., технологическая эффективность от применения комплексной технологии, рассчитанная по методу характеристик вытеснения в соответствии с РД-153-39.1-004-96, оценивается в количестве 25125 тонн дополнительно добытой нефти, по состоянию на 01.05.06г. (рис.5)

Рисунок 5. Характеристика вытеснения Qн=А+ВЧlnQж по опытному участку Аганского месторождения

В ходе реализации комплексной технологии были выполнены адресные обработки 5-ти нагнетательных скважин (№№ 1614, 1618, 1593, 491, 493) обратными эмульсиями на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ в целях перераспределения фильтрационных потоков. Объем закачки составлял 100-200м³ на одну нагнетательную скважину при удельной закачке от 10 до 21,7 м³/м перфорированной толщины. Общий объем закачки обратной эмульсии составил 800м³.

В результате проведенных обработок нагнетательных скважин по окружающим реагирующим добывающим скважинам на 01.05.06 г. было получено (по методу характеристик вытеснения) дополнительно 12972 т. нефти, т.е. 2594 т. дополнительной нефти на одну скважино-обработку (16,2 т. дополнительной нефти на 1м³ закачанной обратной эмульсии).

В целях совершенствования процесса разработки низкопроницаемого пласта ЮВ₁ Аригольского месторождения и подготовки соответствующей программы работ был проведен анализ причин опережающего обводнения, который выполнялся на основе детального изучения процесса разработки, построения карт проницаемости, песчанистости, эффективных и нефтенасыщенных толщин пласта, гидропроводности, распределения по площади залежи геологических параметров, остаточных извлекаемых и геологических запасов, нефтенасыщенности.

Анализ карты текущей обводненности пласта за период 2003-2005г. г. показывают, что по состоянию на 01.01.04г. залежь пласта ЮВ₁ была не обводнена, за исключением района скв.249 (обводненность 22,3%), расположенной в центральной части залежи. Продвижение фронта законтурной воды было на тот момент достаточно равномерным.

Анализ данных, показывает, что по состоянию на 01.01.06г. картина обводнения залежи существенно изменилась - появились сильно обводненные участки пласта (вплоть до 80%.), среди которых можно выделить четыре основные зоны:

1. Зона обводнения в центральной и восточной частях залежи: р-н скважин 248-249, скв.258, скв.313, скв.305.

2. Зона обводнения в северной части залежи; р-н скважин 230, 225 и р-н скважин 209, 216.

3. Зона обводнения в западной части залежи: р-н скважин 408, 409.

4. Зона обводнения в южной части залежи: р-н скважин 329, 331.

Проведенный анализ степени выработки объекта эксплуатации и причин раннего обводнения скважин показал, что:

коллектор залежи характеризуется высокой неоднородностью по толщине. Показано, что значительная доля прослоев имеет малую толщину и высокие пористость и проницаемость. Эти прослои являются потенциальными кандидатами на опережающее обводнение продукции скважин, поскольку имеют высокую гидропроводность и небольшие запасы.

в ряде скважин при незначительных накопленных отборах запасов обводненность достигает высоких значений. В основном это происходит на скважинах после проведения ГРП, которые выполнялись в 2004-2005г. г. (с закачкой более высоких объемов проппанта).

На основании анализ состояния разработки участков быстрого обводнения пласта ЮВ₁ Аригольского месторождения и в целях устранения негативных процессов, связанных с опережающим обводнением продукции скважин была разработана программа работ, включающая в себя проведение мероприятий по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин в зонах интенсивного обводнения, оптимизацию давлений нагнетания, в особенности для скважин "проблемных" зон. В рамках осуществления данной программы определены скважины, на которых рекомендуется проведение работ по ликвидации заколонных перетоков.

Реализация комплекса мероприятий по повышению эффективности процесса разработки пласта ЮВ₁ Аригольского месторождения была начата с выбора опытных участков и проведения работ по адресным обработкам скважин. Выбор участков осуществлялся на основе анализа текущего состояния разработки, результатов определения причин опережающего обводнения продукции скважин, карт плотности остаточных подвижных запасов, распределения нефтенасыщенности, результатов комплекса геофизических исследований скважин (ГИС-контроля) и т.д.

В ходе работ на 4-х опытных участках Аригольского месторождения с целью перераспределения фильтрационных потоков обработано 10 нагнетательных скважин, в том числе проведено 13 обработок по следующим технологиям: гелеобразующие составы (ГОС) - 6 обработок, гидрофобные эмульсионные системы (ГФЭ) - 5 обработок, кислотные обработки (ГКО) - 2 обработки.

Общая технологическая эффективность проведенных ГТМ на 01.01.2007г. составила более 11 тыс. т дополнительно добытой нефти.

Аналогичные работы по испытанию комплексной технологии в период 2005-2006г. г. было осуществлено на 8-ми участках, расположенных на 6-ти месторождениях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", результаты внедрения комплексной технологии (по состоянию на 01.01.2007г.) представлены в табл.4.

Анализ полученных результатов и технологических показателей опытных участков показал эффективность применения технологии нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками скважин в условиях месторождений ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" и подтвердил правильность как выбора объектов разработки на основе критериального подхода, так и расчета параметров реализации технологии.

Реализация технологии осуществлялась на основании специально разработанных программ, учитывающих конкретные геолого-физические условия и состояние разработки каждого из участков. Благодаря этому, осуществление технологии нестационарного заводнения и адресным обработкам скважин на опытных участках позволило улучшить показатели эксплуатации, стабилизировать обводненность продукции скважин, увеличить добычу нефти. К положительным результатам выполняемых работ относятся также существенное сокращение объема закачиваемой и попутно добываемой воды, а так же, как отмечалось выше, вовлечение в разработку ранее недренируемых запасов нефти.

Таблица 4

Результаты внедрения комплексной технологии на месторождениях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" (по состоянию на 01.01.2007 г.)

Месторождение, пласт	Технологическая эффективность, т
	Нестационарное заводнение	ОПЗ (ВПП, ИНТ)	Всего
Аганское Б8	15150	19348,1	34498,1
Мегионское А1-2	7840,6	7232,6	15073,2
Ватинское А1-2	34674,8	1109,7	35784,5
Северо-Ореховское А1-3	не проводилось	278,7	278,7
Аригольское Ю1	не проводилось	11301,6	11301,6
Покамасовское Ю1	1511,4	3059,4	4570,8
Мегионское Б10	17808,7	17808,7
Северо-Покурское А1-2	16187,7	не проводилось	16187,7
Итого:	93173,2	42330,1	135503,3

В седьмой главе приведены перспективы применения комплексов технологий в связи с ухудшением структуры запасов в процессе разработки.

При планировании работ на перспективу с учетом выработки объектов разработки очень важно использовать не только хорошо зарекомендовавшие себя в прошлом технологии, но и создавать и испытывать новые, которые обеспечат более высокую эффективность выработки запасов при снижении удельных затрат на добычу нефти. Из анализа, представленного в предыдущих главах данной работы, видно, что по мере выработки запасов все большую долю в общем числе обработок составляют работы по снижению обводненности добываемой продукции. Естественно, что эта тенденция будет иметь место и в перспективе. Вместе с тем, технологическая эффективность существующих технологий будет снижаться по следующим двум причинам:

Во-первых, по мере обработки практически всего фонда скважин обработки проводятся на скважинах, где эффективность обработок заведомо ниже, а повторные обработки дают меньший эффект, чем первоначальные.

Во-вторых, доля нефти в добываемой жидкости снижается по мере истощения пластов.

Анализ результатов реализации комплексной технологии, запланированных объемов применения технологий обработок нагнетательных и добывающих скважин и их эффективность позволяют прогнозировать применение технологий ОПЗ скважин в рамках дальнейшего расширения внедрения комплексной технологии на месторождениях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" на период до 2011г.

Прогноз основных технико-экономических показателей осуществлялся исходя из состояния выработки запасов по месторождениям и степени охвата скважин воздействием в предыдущие годы.

Прогнозируемая дополнительная добыча нефти за период с 2009 по 2011г. г. составит 575 тыс. т., средняя удельная дополнительная добыча на одну обработку - 780 т.

Затраты на проведение этих работ составят около 420 млн. рублей. Если исходить из того, что доля предприятия от продажи нефти составляет 10 - 15%, а цена нефти на внутреннем рынке составляет 12000 рублей за тонну, то прибыль от дополнительной добычи составит около 6,9 млрд. рублей. Кроме того, увеличение срока работы скважин позволяет решать целый комплекс социальных проблем района, связанный с занятостью населения.

Таким образом, применение методов повышения нефтеотдачи на основе соответствующего научно-методического обоснования выбора наиболее оптимальных технологий позволит существенно повысить эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти за счет применения технологий, обоснованных для конкретных геолого-физических условий выбранного объекта разработки.

Основные результаты и выводы:

1. На основании анализа и обобщения основных параметров сырьевой базы добычи нефти на месторождениях Западной Сибири; выявлены негативные процессы и тенденции изменения структуры остаточных запасов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

2. Уточнены условия эффективного применения методов повышения нефтеотдачи по результатам анализа применения МУН на нефтяных месторождениях Западной Сибири.

3. Выполнена оценка условий и эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи на месторождениях с ухудшенными коллекторскими свойствами, низкой начальной нефтенасыщенностью и высокой выработкой пластов (Аригольском, Суторминском, Аганском).

4 Подтвержден алгоритм критериального выбора объектов разработки для применения технологии нестационарного воздействия, определены наиболее перспективные объекты разработки ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" по применимости технологии.

5. На основе экспериментальных исследований разработаны и испытаны в промысловых условиях новые кислотные композиции с низким межфазным натяжением для интенсификации добычи нефти, составы обратных эмульсии для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и перераспределения фильтрационных потоков.

6. Полученные результаты и основные выводы диссертационной работы явились основой для составления программ испытания технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов с применением комплекса физико-химических и гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов.

7. В результате внедрения положений диссертационной работы для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов на месторождениях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" дополнительно получено более 135 тыс. т. нефти, на месторождениях ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз" - 110 тыс. т. нефти.

8. Результаты диссертационной работы и полученные выводы являются основой для дальнейшей разработки и внедрения физико-химических технологий повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов. Прогнозируемая дополнительная добыча нефти за период с 2009 по 2011г. г. на месторождениях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" составит более 570 тыс. т.

Основные публикации по теме диссертации

1. РД 39-Р-106-91. Инструкция по применению технологии повышения нефтеотдачи с применением бесполимерных эмульсионных составов. - 1991. - 16 с.

2. Горбунов А.Т., Широков В.А., Крянев Д.Ю. Применение катионоактивных ПАВ для повышения продуктивности скважин // Нефт. хоз-во. - 1992. - №5. - С. 20-22.

3. Состав для повышения нефтеотдачи пласта с использованием эмульгатора Нефтенол НЗ...