В статье представлен анализ проведенных мероприятий выравнивания профилей приемистости (ВПП) на Кальчинском месторождении. Технология экономически эффективна, достигнуты плановые показатели. Рекомендовано продолжить мониторинг в связи с тем, что наблюдается продолжение эффекта от обработок.

Ключевые слова:выравнивания профилей приемистости,вытеснение нефти,технологический эффект,дисперсный состав.

В настоящие время на Кальчинском месторождении компании ООО «РН-Уватнефтегаз» актуальны следующие проблемы:

•Преждевременное обводнение доб. скважин по высокопроницаемым пропласткам от нагнетательных скважин;

•Неравномерное вытеснение нефти по вертикали;

•Неполная выработка запасов

Главная цель исследования — это анализ проведенных мероприятий выравнивания профилей приемистости (ВПП) на Кальчинском месторождении.

Первые испытания технологии ВПП на месторождении проводились в 2001 году. В нагнетательные скважины был закачан дисперсный состав на основе гидролизного лигнина (состав ЛДС). Накопленный технологический эффект к концу 2001 года составил 6.8 тыс.т нефти или 452 тонн в среднем на одну операцию.

В 2007–2008 г.г. были возобновлены работы по увеличению нефтеотдачи с применением физико-химического воздействия на пласты Кальчинского месторождения.

Проведенные мероприятия не снизили темп обводнения реагирующих скважин, эффект по нефтеотдаче отрицательный — 3.6 тыс.т. Помимо этого, снижение приемистости и, соответственно, закачки воды за время проведения работ привело к снижению дебита жидкости с 90 до 77.3 т/сут, что привело к потерям добычи нефти по интенсификации — 36.4 тыс.т.

На Южном участке были проведены обработки для выравнивания профилей приемистости и изменения фильтрационных потоков на пяти нагнетательных скважинах: на четырех (скв.277,232,302,256) произведена закачка по технологии ОВС+ПГ во все продуктивные интервалы, на одной (скв.295) выполнена селективная обработка пласта Ач₁². Технологический эффект от на южном участке отсутствует.

В 2010 году были проведены обработки нагнетательных скважин № № 302, 232, 2742, 290, 170, 339, 241 физико-химическими составами ОВС, ПГ. Технологический эффект от проведенных работ по ВПП на южном участке отсутствует.

В 2017–2018 году так же была применена технология ВПП на Кальчинском месторождении.

Для выбора кандидатов применены следующие методики:

Метод № 1 — анализ основан на использовании характеристики вытеснения (Обводненность/Отбор от НИЗ). Определялась эталонная характеристика по данным месторождения в целом, далее подобные характеристики строились по добывающим скважинам и сравнивались с эталоном.

Метод № 2 — на основе результатов интерпретации трассерных исследований и линий тока (полученных из гидродинамической модели) посчитаны коэффициенты влияния скважин (КВС). Далее, с учетом КВС определяется суммарный коэффициент заводнения по каждой добывающей скважине.

Для реализации метода ВПП предложены 6 нагнетательных скважин.

Согласно геолого-физической характеристике пластов Кальчинского месторождения наиболее оптимальной технологии для реализации ВПП является ПДНС.

ПДНС — полимер-дисперсная наполненная система:

Полимер — ПАА (полиакриламид)

Сшиватель — ацетат хрома Cr(CH3COO)3

Дисперсный наполнитель — бентонитовый порошок (глина)

Волокнистый материал — древесная мука

Рекомендуемые объёмы закачки:

Для подборы объёмов закачки исходили из следующих предпосылок:

1.Рекомендации авторов научных статей (5–10 м3/(м_перф);

2.Статистический анализ прошлого опыта применения;

3.Из расчёта удельной проводимости интервала перфорации

Учитывая вышеуказанные предпосылки и период гелеобразования закачиваемого состава и приёмистости скважин подобраны следующие объёмы по

Закачке: 2017 г. 6 скв — 3 500 м3, 2018 г. 2 скв. — 892 м3.

Суммарный эффект по результатам ВПП в 2017 году составил: 3 423 тонн нефти.

Суммарный эффект по результатам ВПП в 2018 году составил: 2 069 тонн нефти.

Суммарная дополнительная добыча на 01.01.2019 г. составляет 2 323 тыс. т.

Заключение

На примере использования метода ВПП ПДНС в 2017 г. на Кальчинском месторождении можно судить, что технология экономически эффективна, достигнуты плановые показатели. Рекомендовано продолжить мониторинг в связи с тем, что наблюдается продолжение эффекта от обработок. С точки зрения технологической эффективности — недостатки и аварийные ситуации при закачке ПАА не выявлены.

Литература:

1. Силин М. А., Елисеев Д. Ю., Куликов А. Н. Влияние геолого-технологических факторов на повышение нефтеотдачи пластов // Материалы Российской нефтегазовой технологической конференции SPE г. Москва. 2010. С. 55–61.
2. Потокоотклоняющие технологии — основной метод регулирования разработки высокозаводненных залежей / С. А. Сулима, В. П. Сонич, В. А. Мишарин [и др.] // Нефтяное хозяйство. — 2004. — № 2. — С. 44–50.
3. Байков Н. М. Наращивание объемов извлекаемых запасов нефти с помощью методов увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. — 2004. — № 7. — С. 125–127.