- более полный охват пласта интенсифицирующим или регулирующим воздействием по глубине и толщине;
- вовлечение в разработку низко- и среднепроницаемых зон пласта за счет создания новых каналов фильтрации;
- эффективное удаление кольматантов и продуктов реакции из зон и прослоев пласта, подвергнутых обработке;
- предотвращение прорыва воды по высокопроницаемым каналам или целым прослоям к добывающей скважине.
Существующие виды ИДН, основанных на физико-химическом воздействии на призабойную зону пласта, можно делить по характеру воздействия на пласт:
- регулирование ФЕС и физико-химических параметров коллектора и пластовых флюидов, насыщающих призабойную зону;
- интенсификация притока флюида из нефтенасыщенных прослоев;
- методы комплексного воздействия на ПЗП.
Третья группа является наиболее перспективной и представлена комплексными технологиями, объединяющими в себе методы, основанные на способах регулирования фильтрационных и физико-химических параметров коллектора и пластовых жидкостей ПЗП [1-6, 9, 10, 12, 13, 15, 16]. Для комплек- сирования эффектов воздействия (двух первых групп технологий) на нефтенасыщенную часть ПЗП можно применять ряд технологий [1-3, 5, 6, 9, 13-20]:
1) основанные на ограничении притока воды гелеобразующим составом (алюмохлорид + щелочные соединения, реагируют в пластовых условиях);
2) базирующиеся на применении водоизолирующих составов типа полимер-дисперсных систем (ПДС) или на основе акриловых полимеров, нефтевытесняющих агентов, комбинаций ПАВ, кислот и щелочей и т.д.;
3) базирующиеся на совместной закачке силикатных соединений с ПАВ и другими реагентами с разными кислотными составами, композициями щелочей и растворителей;
4) основанные на нагнетании инвертной эмульсии для блокирования высокопроницаемых каналов с последующей кислотной обработкой;
5) комплексирование физического воздействия на ПЗП (волновое и его разновидности, магнитное и др.) с химическим (кислотным) воздействием.
При воздействии на порово-каверново-трещинный коллектор кислота преимущественно проникает и нейтрализуется на поверхности трещин, не изменяя фильтрационно-емкостных свойств матрицы породы, что отрицательно сказывается на эффективности СКО. Поэтому, из-за частого наличия систем трещинной проницаемости в карбонатных отложениях, технологически необходимо перед закачкой солянокислотного раствора применение вязких агентов для временного или постоянного уменьшения трещинной проницаемости обрабатываемого пласта.
Такой технологический прием направлен на увеличение проникновения активного солянокислотного состава в матрицу карбонатной породы.
На завершающей стадии разработки месторождения, в условиях высокого обводненения продукции скважин, сложного геологического строения карбонатных коллекторов и неоднородного распределения физических характеристик, для увеличения выработки запасов углеводородов необходимо применение комплексных технологий, позволяющих увеличить охват ПЗП воздействием, регулирующим ФЕС и физико-химические параметры продуктивных отложений и насыщающих их флюидов. При этом необходимо обеспечивать селективность обработки, т.е. рецептура растворов технологических и рабочих составов, предназначенных для блокирования промытых водой прослоев, должна допускать растворение нефтью и/или ее компонентами, чтобы предотвратить нежелательную кольматацию не участвующих в процессе дренирования в ПЗП и нефтенасыщенных зон пласта. Также необходимо обеспечить максимальный охват ПЗП воздействием по толщине и глубокое проникновение кислотной композиции в пласт для расширения поровых каналов в насыщенных нефтью низкопроницаемых зонах ПЗП и обеспечения наиболее полного удаления продуктов реакции из пропластков, обработанных кислотным раствором. Для такого рода геолого-физических условий одним из наиболее подходящих методов воздействия на продуктивный пласт является комплексное интенсифицирующее воздействие с использованием инвертных эмульсионных растворов (ИЭР) и раствора кислоты с ПАВ. Оно создает экраны и барьеры, селективно блокируя высокопроницаемые каналы. Последующая кислотная обработка не вовлеченных в процесс фильтрации участков ПЗП имеет направленный характер. Обзор опыта химического воздействия показывает, что выбор технологии физико-химического воздействия на ПЗП должен основываться на максимальном учете всех геолого-физических параметров ПЗП. В случае применения ТИДН, чувствительных к характеру взаимодействия и физикохимической связи молекулярной структуры поверхности порово-трещинного пространства (твердой фазы) с насыщающими пласт флюидами и применяемыми технологическими растворами, геолого-физические параметры ставятся очень важным фактором, так как ощутимо влияют на эффективность проведенного воздействия.
Можно отметить, что значительную эффективность показало полимер-кислотное воздействие (ПКВ) при применении на высокообводненных неоднородных карбонатных пластах [21]. Для ограничения притока воды (ОВП) и уменьшения обводненности при кислотном воздействии на пласт применялась двухстадийная полимер-кислотная обработка: сначала закачивали полимер гипан (гидролизованный полиакрилонитрил) с инициатором осадкогелеобразования (хлориднокальциевые воды с высокой минерализацией, хлорид алюминия, кальция, железа). Для уменьшения издержек при обработках использовались побочные продукты или отходы некоторых химических производств.
Гипан могли заменить гидролизованными в щелочи волокнами или тканями полиа-крилонитрила. Этот полимер назвали гивпан (гидролизованные волокна полиакрилонитрила). Полиакрилонитрильные волокна или ткани являются неутилизируемыми отходами. Коагуляция гивпана проводилась раствором алюмохлорида (А1С13), являющегося отходом производства, при алкилировании бензола пропиленом путем отмывки реакционной массы от отработанного катализаторного комплекса раствором хлористого аммония.
С 1989 г. на трех месторождениях Башкортостана проводились опытно-промысловые испытания полимер-кислотных обработок призабойной зоны пласта (сокращение ПолКО). Результаты первых обработок показали высокий технологический эффект, вследствие чего ПолКО начали широко применять в последующие годы.
Было выявлено, что проведение ПКВ может быть эффективным при обводнении продукции скважин 47^99%. ПолКО вначале обеспечивает ОВП в скважину за счет блокировки высокопроницаемых промытых водой каналов фильтрации, следом за водоизоляцией в ПЗП карбонатного пласта закачивают солянокислотный раствор для вовлечения в процесс фильтрации «застойной» части пласта.
На западных башкортостанских месторождениях была опробована модифицированная ПолКО. В модификации применялись другие композиции изолирующих агентов. Здесь в обводненные прослои закачивали алюмосодержащий состав и продавливали буферной пачкой из пресной воды, вслед закачивался гивпан. На втором этапе в ПЗП закачивали солянокислотный состав. Воздействие состоит из двух этапов - блокирования высокопроницаемых пустотных пространств коллектора, по которым поступает вода, и закачивания солянокислотного раствора (12^15%) в нефтенасыщенную порово-кавернозную часть карбонатного пласта с целью увеличения ее проницаемости. Для изоляции высокопроницаемой водонасыщенной части ПЗП закачивают две пачки реагентов: в качестве коагулянта расчетное количество раствора хлористого кальция с концентрацией 18^32%, следом раствор полимера - гипана с концентрацией 10^17%. При перемешивании растворов гипана и хлористого кальция происходит быстрая коагуляция полимера с образованием гелеобразного осадка в порах и трещинах коллектора. Во избежание преждевременного реагирования реагентов и коагуляции полимера внутри скважины между пачками реагентов закачивается разделительный буфер (1^1,5 м3 пресной воды).
Второй этап - это закачивание в ПЗП расчетного объема солянокислотного состава (12^15% HCl), который продавливливается в низкопроницаемый нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта. По окончании операций по закачке всех видов растворов скважина герметизируется и оставляется на 16^24 часов для прохождения реакций осадко- и гелеобразования, а также расширения старых и образования новых каналов в нефтенасыщенной карбонатной матрице.
После истечения окончании времени реагирования действующих композиций скважину промывают, осуществляют вызов притока и пуск в эксплуатацию.
Результаты исследования карбонатного керна месторождений Башкортостана и опыт работ в различных геологических условиях показывают, что для условий карбонатных коллекторов месторождений Башкортостана можно рекомендовать комплексные технологии воздействия с применением отклонителей и замедлителей кислоты.
Литература
1. Андреев А.В. Технологии интенсификации притока из сложнопостроенных карбонатных пластов на основе кислотного воздействия [Текст]: монография / А.В. Андреев, Г.С. Ду- бинский, В.В. Мухаметшин. Уфа: Изд-во УГН- ТУ, 2016. 182 с.
2. Повышение продуктивности скважин, эксплуатирующих карбонатные коллекторы / Андреев В.Е., Чижов А.П., Чибисов А.В., Иванов Д.В. // Сборник материалов Международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в нефтегазовом комплексе». Уфа, 2014. С. 22-26.
3. Планирование эффективных комплексных технологий увеличения нефтеотдачи с уменьшением обводненности продукции скважин и интенсификации добычи нефти для условий мес-торождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» [Текст] / Д.А. Баталов, С.А. Яскин, В.В. Муха-метшин, В.Е. Андреев, Г.С. Дубинский // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 3 (105). С. 9-18.
4. Andreev A.V. Deposit productivity forecast in carbonate rйservoirs with hard recoverable reserves / A.V. Andreev, V.Sh. Mukhametshin, Yu.A Kotenev // SOCAR Proceedings. 2016. № 3. P. 40-45.
5. Поляков В.Н. и др. Комплексное воздействие на остаточные запасы высокотемпературных пластов, представленных полимиктовыми низкопроницаемыми коллекторами / Поляков
B. Н., Чижов А.П., Чибисов А.В., Попов С.А., Чижова И.Ф. // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. Сборник научных трудов. «Монография». Уфа, 2014. C. 198-203.
6. Чижов А.П. и др. Комплексное воздействие на остаточные и трудноизвлекаемые запасы нефти / Чижов А.П., Чибисов А.В., Щербинин В.Г., Галимов Ш.С. // Сборник материалов Международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в нефтегазовом комплексе». Уфа, 2014. С. 175-182.
7. Ахметов Р.Т. Разделение карбонатных коллекторов по типу пустотного пространства [Текст] / Р.Т. Ахметов, А.В. Андреев, В.Ш. Мухаметшин // Современные технологии в нефтегазовом деле - 2016: сборник трудов международной научно-технической конференции, посвященной 60-летию филиала: в 2-х т. / отв. ред. В.Ш. Мухаметшин. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. Т. 1. С. 92- 99.
8. Ахметов Р.Т. Прогноз показателя смачиваемости продуктивных пластов по данным промысловой геофизики [Текст] / Р.Т. Ахметов, В.Ш. Мухаметшин, В.Е. Андреев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2016. № 2. С. 21-25.
9. Андреев В.Е. и др. Дизайн и реализация технологии воздействия на карбонатный коллектор с использованием «замедлителя» кислоты /Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Федоров К.М., Андреев А.В. // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 2 (96). С. 5-14.
10. Андреев В.Е., Дубинский Г.С. Опытно-промысловые работы по регулированию профиля отдачи скважин месторождения Кожасай с использованием композиционного состава //Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2014. Т. 19. № 2. С. 79-84.
11. Андреев В.Е. и др. Анализ возможности применения методов увеличения нефтеотдачи на залежах высоковязкой нефти Южно-Татарского свода и Мелекесской впадины / Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Мияссаров А.Ш., Хузин Н.И., Хузин Р.Р. // НТЖ. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Изд. ГУП «ИПТЭР». № 1 (91). 2013. С. 22-30.
12. Андреев В.Е., Дубинский Г.С. Обработка композиционным составом карбонатных коллекторов для выравнивания профиля отдачи и приемистости скважин // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. Сборник научных трудов. Вып. 3 (8). Уфа: ООО «Монография», 2014. С. 131-135.
13. Баталов Д.А. и др. Методические аспекты дизайна глинокислотных обработок призабойных зон скважин [Текст] / Д.А. Баталов, В.В. Мухаметшин, В.Е. Андреев, Г.С. Дубинский, К.М. Федоров // Нефтегазовое дело. 2016. № 14-3. С. 47-54.
14. Дубинский Г.С. Геологические особенности залежей с трудноизвлекаемыми запасами угле-водородов и их влияние на выбор технологии освоения запасов // Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов Академии наук Республики Башкортостан. № 21.
2015. С. 70-75.
15. Хисамов Р.С. и др. Перспективы увеличения эффективности разработки залежи высоковязкой нефти с применением энергоресурсосберегающих технологий / Хисамов Р.С., Хузин Р.Р., Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Мияссаров А.Ш.// Нефтяное хозяйство. 2015. № 4. С. 52-55.
16. Хусаинов Р.Р. Обоснование комбинированной технологии повышения нефтеотдачи пластов с применением поверхностно-активных веществ и плазменно-импульсной технологии. Дис. на соиск. степени канд. техн. наук. Санкт-Петербург, 2014. 146 с.
17. Андреев В.Е. и др. Метотехнология ограничения водопритоков и увеличения нефтеотдачи / Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Котенев Ю.А., Куликов А.Н., Мухаметшин В.Ш. // Уфа: Изд- во УГНТУ, 2014. 216 с.
18. Андреев В.Е. и др. Обоснование комплекси- рования физико-химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи на Вать-Еганском месторождении / Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Чижов А.П., Чибисов А.В., Федоров К.М., Галимов Ш.С.// Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2010. № 3. С. 5-14.