Применение методов увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки

Основным методом разработки нефтяных месторождений в Российской Федерации является заводнение, обеспечивающее свыше 90% всей добычи. Эффективность этого метода признана и за рубежом. Однако геологическая неоднородность разрабатываемых горизонтов может привести к неполному охвату пластов и снижению их конечной нефтеотдачи. Прорыв воды в добывающие скважины также ухудшает эффективность воздействия, приводя к вытеснению значительных объёмов воды, что является непродуктивной и затратной операцией.

В результате нефтедобывающие скважины часто оказываются практически полностью обводнёнными, в то время как значительная часть продуктивного горизонта остаётся невыработанной.

Для решения проблемы обводнения и повышения эффективности добычи необходимо совершенствование системы разработки с использованием методов, позволяющих увеличить охват пласта заводнением как по мощности, так и по площади.

Существуют различные подходы к решению этой задачи:

• Выравнивание профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин. Этот метод предполагает снижение проницаемости высокопроницаемых зон пласта и уменьшение потока воды через них, что позволит более равномерно перекачивать закачиваемую воду как через низкопроницаемые интервалы, так и через высокопроницаемые участки пласта.
• Увеличение охвата пласта воздействием. Для этого может быть использована полная или частичная изоляция уже высокопромытых интервалов за счет создания фильтрационного барьера.

Важно отметить, что для достижения эффективных результатов необходимо обладать информацией о степени послойной фазовой проницаемости нефти и воды, особенно в случаях отсутствия данных о профилях приемистости и притоках от промысловых исследований. В таких ситуациях информация о степени послойной неоднородности пласта может стать ключевым фактором для принятия правильных решений при планировании и проведении работ по увеличению производительности скважин и снижению обводненности продукции.

Выравнивание профиля приемистости проводиться с целью:

• повышения коэффициента охвата пласта воздействием за счет изменения направлений фильтрационных потоков закачиваемого агента в пласт и снижения проницаемости каналов с низкими фильтрационными сопротивлениями;
• получения дополнительной добычи нефти из ранее недоступных зон пласта;
• снижения эксплуатационных затрат на добычу воды.

Для ограничения притока воды в скважины используются разнообразные осадочно- и гелеобразующие составы, а также различные методы и технологии. При выборе технологии и составов учитываются физико-химические свойства материалов, а также характер воздействия на проницаемость нефтенасыщенной зоны пласта. Одни методы являются селективными, то есть создают гель только в зонах с высокой пропускной способностью, позволяя воде свободно протекать через более плотные слои пласта, в то время как другие методы не являются селективными и могут ограничивать не только приток воды, но и нефти. При выборе определенного метода учитываются условия конкретной скважины, цель выполнения работ, а также доступность материалов и оборудования.

Одним из перспективных методов увеличения зон пласта воздействием является использование дисперсных составов. Они могут быть эффективным инструментом для увеличения нефтеотдачи благодаря своим свойствам. Во-первых, дисперсные составы могут проникать в мелкие трещины и поры, благодаря своей малой размерности и способности распространяться по поверхности породы. Таким образом, они способны достичь мест с низкой проницаемостью, что в свою очередь повышает эффективность методов выравнивания профиля приемистости с целью увеличения нефтеотдачи. Во-вторых, дисперсные составы могут увеличивать смачивание поверхности породы и тем самым увеличивать вытесняющие свойства воды. Также, дисперсные составы могут улучшать реологические свойства флюидов, что повышает скорость их движения через породу и способствует более эффективному извлечению нефти.

Однако следует упомянуть, что каждый состав обладает различными свойствами и механизмом воздействия на пласт, поэтому эффективность конечного увеличения нефтеотдачи будет определяться следующими факторами:

• влияние на свойства получаемого состава различных факторов, а именно природы и концентрации составных частей, пластовые условия, изменение фильтрационных характеристик после закачки состава в пласт;
• адаптация различных составов под индивидуальные геолого-промысловые условия нефтяного месторождения;
• влияние способа приготовления и закачки состава на технико-экономические условия.

Определение актуальности проведения выравнивание профиля приемистости по следующим причинам:

1. Если объект характеризуется высокой микро и макронеоднородностью, что говорит о неравномерности вытеснения нефти водой. Из-за неравномерности фронта вытеснения происходит образование промытых участков пласта и впоследствии чего происходит преждевременное обводнение добывающих скважин;
2. Наличие промытых зон подтверждается по графику «основные показатели разработки месторождения», так как динамика добычи повторяет динамику закачки;
3. Если происходят потери в добыче из-за неполного охвата пласта заводнением.