Ключевые слова: добыча, обводненность, ограничение водопритока, КИН, геолого технические мероприятия.
Анализ опыта применения химических или физико-химических методов повышения нефтеотдачи показывает, что в зарубежном опыте данные методики являются одним из перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений. [1]
Физико-химические методы предназначаются в основном для нефти малой и средней вязкости. Несмотря на то, что доля использования физико-химических методов в мире сравнительно невелика, следует отметить увеличение показателей уровня добычи нефти при применении данных методов. Необходимость проведения мероприятий на нефтяных месторождениях по ограничению притока попутно добываемой воды не вызывает сомнений. [6]
Водоизоляционные работы через нагнетательные скважины требуют избирательного воздействия на водоподающие прослои, что обеспечивается неравномерностью проникновения водоизоляционного материала в нефте- и водонасыщенные интервалы из-за их различной гидропроводности, различия в подвижности нефти и воды, физико-химических свойств материала, а также технологических особенностей водоизоляционных работ и режима освоения скважин. [7]
Россия времен существования СССР была одной из первых стран в мире, применивших МУН (достаточно вспомнить технологии поддержания пластового давления путем закачки в пласт газа, воздуха и воды, а также методом гидроразрыва пласта и солянокислотной обработки). В связи с отсутствием в нераспределенном фонде недр новых интересных лицензионных участков степень актуальности применения МУН непрерывно растет. Без их использования достичь целей сохранения стабильных уровней добычи будет сложно. Доля трудно извлекаемых запасов на балансе России постоянно растет — на настоящий момент она уже превышает половину при обводненности более 80 %. При этом следует отметить негативную динамику КИН, который в целом по России составляет, по различным оценкам, от 34 % до 40 %. В энергетической стратегии России на период до 2030 года отмечается, что нерациональное недропользование, в частности низкий уровень КИН, относится к числу основных проблем развития нефтяного комплекса страны. [4]
Анализ современных технологий и методов ограничения притока воды в скважины с точки зрения оценки возможности их использования для решения задачи увеличения охвата залежей заводнением показал, что применение их при эксплуатации обводненных продуктивных пластов способствует увеличению отбора из них нефти. [2]
Необходимость проведения мероприятий на нефтяных месторождениях по ограничению притока попутно добываемой воды не вызывает сомнений.
В настоящее время большинство нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа и в частности, Нижневартовского района находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуется снижением уровня добычи нефти и ростом обводненноcти добываемой продукции, что является одной из причин, способствующих выходу скважин из действующего фонда. Существуют также месторождения, которые находятся на первой стадии разработки, например Ореховская площадь Орехово-Ермаковское месторождения.
Ореховска площадь является самым сложным по обводненноcти участком Орехово-Ермаковского месторождения в ряду того, что имеет большое количество водяных коллекторов, что в свою очередь затрудняет нормальное освоение площади, требуя детального подхода к изучению Ореховкой площади. Необходимо проводить обширное количество геолого-технических мероприятий по ограничению водопритока и выравнивать профиль пласта для равномерного заводнения и охвата всего нефтеносного пласта.
Среди важнейших задач, которые необходимо решить для достижения стратегических целей, является совершенствование технологий добычи нефти, включая внедрение современных методов повышения нефтеотдачи для увеличения коэффициента извлечения нефти. Стоит отметить определенную взаимосвязь изменения КИН и динамики доли трудно извлекаемых запасов: Совершенствование технологий добычи не обеспечивает необходимого роста эффективности извлечения трудно извлекаемой нефти. [3] Следовательно применять гелеобразующие составы необходимо не на поздней стадии разработки, а на начальном этапе разработки месторождения применяя комплексный подход по выравниванию профиля приемистости вплоть до строительство водозагустительных установок.
Решение вопросов обоснования технологий воздействия на пласты и выбора методов интенсификации добычи нефти во многом определяются геолого-физической характеристикой залежей, состоянием их разработки, включая степень выработки запасов и текущую обводненноcти продукции скважин, техническим состоянием скважин и экономической эффективностью предлагаемых решений. [5]
Понимание сущности применения и оценка эффективности методов повышения нефтеотдачи и технологий обработок призабойной зоны (ОПЗ) скважин с учетом стадии разработки, а также определение наиболее эффективных из них в конкретных геолого-физических условиях и их оптимальных параметров применения, является необходимой и актуальной проблемой отрасли, которая требует отдельного решения применительно к каждому конкретному месторождению и пласту. [2]
Литература:
- Научно-технический журнал «Георесурсы» 4(59) 2014 Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, И. В. Кувшинов Физико-химические технологии с применением гелей, золей и композиций ПАВ для увеличения нефтеотдачи месторождений на поздней стадии разработки
- Зарубежный опыт применения методов увеличения нефтеотдачи Чан Нгуен Лонг
- «Нефтегазовая вертикаль» 5/2011 Методы увеличения нефтеотдачи перспективы применения
- Журнал «Еrnst & Yоung 2013 Эрнст энд Янг (СНГ) Б.В». Применение современных методов увеличения нефтеотдачи в России: важно не упустить время
- «Шелл Интернешнл Эксплорейшн энд Продакшн Б. В»., Гаага, Нидерланды. Опубликовано в феврале 2012 г. «Методы увеличения нефтеотдачи (МУН)».
- Меркулов В. П., Дудин Ю. Д., Кукин В. В., Caвельев Г. A. Cелективнaя изоляция обводнившихcя неоднородных плacтов //НТЖ. Нефтепромыcловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1977. № 5. c.23–27.
- Рaзрaботкa и применение комплекcных гидрофобных cоcтaвов для обрaботки призaбойной зоны нефтяных cквaжин/ Д. Ю. Крянев, Р. Ю. Жуков,Е. М. Дзюбенко, Т. C. Роговa // Cб. нaуч. тр. ВНИИнефть. — 2005. — Вып. 132, -C. 5–13.
