Проблема остаточных запасов, составляющих на многих месторождениях Западной Сибири 50–70 % от начальных геологических, обусловлена комплексом геологических и технологических причин, подробно рассмотренных в работах Р. Х. Муслимова [1, с. 123] и Н. Н. Михайлова [2, с. 59]. К фундаментальным факторам относятся микро- и макронеоднородность коллектора, проявляющаяся в резкой дифференциации фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по разрезу и латерали. Наличие высокопроницаемых коллекторов, переслаивание песчаников, алевролитов и глин создают условия для опережающего обводнения и образования застойных целиков нефти. Не менее значима гидрофобизация поровой поверхности, возникающая вследствие адсорбции асфальтено-смолистых компонентов, что приводит к капиллярному удерживанию нефти в низкопроницаемых пропластках [2, с. 77]. Технологические факторы — плотность сетки скважин, непроектные режимы отборов и закачки, низкая компенсация в краевых зонах — усугубляют естественную неоднородность, формируя техногенно-обусловленные тупиковые зоны. Таким образом, остаточные запасы представляют собой сложно построенную, преимущественно низкопроницаемую матрицу, выработка которой невозможна без специальных методов воздействия.

В основе потокоотклоняющих технологий лежит закачка в нагнетательные скважины составов, селективно снижающих проницаемость промытых высокопроводящих каналов [3, с. 258]. Наибольшее распространение получили сшитые полимерные системы (СПС), термогели и осадкообразующие композиции на основе силикатов, механизм действия и реологические свойства которых детально исследованы Л. К. Алтуниной с соавторами [4, с. 1035]. Образование в поровом пространстве застоя с высоким фильтрационным сопротивлением приводит к перераспределению потоков закачиваемой воды в нефтенасыщенные зоны. Современные модификации предусматривают применение наноструктурированных реагентов, которые обладают повышенной проникающей способностью и способны формировать гелевый барьер непосредственно в глубине пласта, минимизируя риск кольматации призабойной зоны. Эффективность таких обработок подтверждается снижением обводненности добываемой продукции на 15–30 % и приростом коэффициента извлечения нефти (КИН) на 2–5 % для неоднородных пластов [3, с. 260, 4, с. 1036].

Нестационарное (циклическое) заводнение представляет собой гидродинамический метод, теоретические основы которого заложены в работах Г. И. Баренблатта и В. М. Ентова [5, с. 101] и развиты применительно к промысловой практике В. Д. Лысенко [6, с. 98]. Ключевая идея заключается в создании в пласте нестационарных градиентов давления, инициирующих перетоки жидкости между пропластками различной проницаемости. В полуцикле повышения давления происходит внедрение воды в низкопроницаемую матрицу, а в полуцикле снижения — капиллярное впитывание и вытеснение нефти в высокопроводящие каналы. Современные подходы уходят от традиционного изменения расходов к адаптивным циклам, параметры которых корректируются в реальном времени на основе данных телеметрии и постояннодействующих геолого-гидродинамических моделей. Особую роль играет оптимизация длительности полуциклов, которая должна соответствовать времени релаксации давления в низкопроницаемых участках; нарушение этого баланса сводит эффективность метода к простой перемене направления фильтрационного потока без активного вовлечения застойных зон [6, с. 163]. Комплексное сравнение рассмотренных методов дано в таблице 1.

Таблица 1

Сравнительная характеристика методов увеличения нефтеотдачи для неоднородных коллекторов

Показательным объектом для иллюстрации этих подходов служит нефтяное месторождение А. Его нефтеносность связана с пластами юрского возраста. Залежи относятся к пластовому сводовому типу с литологическим экранированием и отличаются значительной геологической неоднородностью и высокой расчлененностью. Продуктивный пласт Б сложен частым переслаиванием песчаных прослоев малой мощности и алеврито-глинистых отложений. Коэффициент песчанистости изменяется в пределах 0,2–0,6, а проницаемость варьируется в слабопроницаемых пропластках вплоть до 500 мД в русловых песчаных телах. В целом высокая степень неоднородности фильтрационно-емкостных свойств коллектора, по анализу, приводит к образованию нефтяных оторочек, практически не охваченных традиционным заводнением.

Промысловые данные свидетельствуют о переходе месторождения на позднюю стадию разработки. Текущая обводненность продукции по пласту Б превышает 85 %, а коэффициент извлечения нефти оценивается примерно в 28–32 % от утвержденных извлекаемых запасов. Основные остаточные запасы сосредоточены в низкопроницаемых коллекторах. Сложившаяся система поддержания пластового давления (ППД) разбалансирована. Так, в областях стягивания контуров наблюдаются аномально высокие давления, тогда как в застойных, тупиковых зонах пластовое давление снизилось до критически низких значений. Для восстановления энергии пласта предложена программа оптимизации, предусматривающая перенос фронта закачки и переход к очагово-избирательному воздействию. Основной упор сделан на перераспределение нагнетаемой воды с высокопроницаемых промытых интервалов в слабопроницаемые пропластки. Достигается это установкой регулирующих устройств и закачкой потокоотклоняющих составов.

Выполненный анализ показал, что при геометрии неоднородности, характерной для площади месторождения А, оптимальная продолжительность полуцикла составляет 160–180 суток, а величина расхода закачки при этом изменяется на 30–40 % относительно среднего значения. Сокращение длительности полуцикла провоцирует инерционное запирание нефти, тогда как чрезмерное его увеличение не оставляет достаточного времени для реализации капиллярного массообмена. Прогнозный сценарий демонстрирует прирост накопленной добычи нефти примерно на 4,8 % за пять лет, причем незначительный рост попутной воды наблюдается лишь в переходные моменты смены циклов. Остаточные запасы неоднородных коллекторов приурочены преимущественно к низкопроницаемым пропласткам и зонам гидрофобной матрицы, что диктует необходимость комплексного применения гидродинамических, физико-химических и тепловых методов. Наибольшая эффективность, предположительно, достигается при комбинировании потокоотклоняющих технологий (выравнивание фронта вытеснения) с адаптивным нестационарным заводнением, обеспечивающим капиллярную пропитку матрицы. Управление температурным режимом дает не только возможность изменять вязкость нефти, но и направленно трансформировать структуру пустотного пространства. Применительно к месторождению А установлено, что остаточные запасы пласта Б сформированы главным образом литологической неоднородностью и несогласованностью системы ППД. Восстановление пластовой энергии требует не наращивания объемов закачки, а ее перераспределения с принудительным отклонением потоков от промытых зон. Циклическое воздействие с периодом 160–180 суток в сочетании с физико-химическими блокаторами промытых каналов следует рассматривать как наиболее перспективный сценарий доразработки, что подтверждается результатами цифрового моделирования. Внедрение адаптивного управления, базирующегося на постоянно актуализируемой информационной основе, позволит в режиме реального времени корректировать параметры воздействия и продлевать рентабельный срок эксплуатации залежи.

Литература:

1. Муслимов Р. Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. — Казань: Изд-во «Фэн», 2005. — 424 с.

2. Михайлов Н. Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. — М.: Недра, 1992. — 268 с.

3. Обзор методов увеличения нефтеотдачи пласта путем потокоотклонения и выравнивания профиля приемистости / Г. К. Гимазова, А. К. Вахитова, А. А. Верховых, А. А. Елпидинский // Вестник Казанского технологического университета. — 2014. — № 17. — С. 257–262.

4. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений (обзор). Успехи химии. 20076. Т. 76. № 10. С. 1034–1052.

5. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. — М.: Недра, 1984. — 211 с.

6. Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. — М.: Недра, 2000. — 516 с.