Обоснование применения методов повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов

Рекомендации по применению технологий МУН и ОПЗ на продуктивных пластах Загорского месторождения.

Рассмотренные результаты использования технологий физико-химического воздействия на карбонатные и терригенные пласты позволяют сделать следующие основные рекомендации при планировании работ по внедрению технологий ОПЗ и МУН на пластах Загорского месторождения.

При ОПЗ карбонатных коллекторов (пласты Дфр₂, Дфр₃ и Д₅) в качестве основного реагента следует использовать соляную кислоту.

Солянокислотные обработки показали свою эффективность, но их следует использовать не более 2-3 раз на одной скважине. Поэтому в дальнейшем следует проводить работы с использованием соляной кислоты и НПАВ, а затем более сложные технологии: комплексная закачка кислоты, органического растворителя и НПАВ; закачка эмульсионных кислотных составов и закачка кислотных составов направленного действия. При повторном проведении глинокислотных обработок также следует вводить в закачиваемый кислотный состав НПАВ.

Для получения максимального эффекта при проведении солянокислотных и глинокислотных обработок на коллекторах Загорского месторождения необходимо использовать составы комплексного действия. При этом для обработки призабойной зоны пластов рекомендуется поэтапное применение различных технологий кислотных обработок ПЗП с использованием ПАВ и растворителей.

При использовании ПАВ и растворителей происходит снижение межфазного натяжения на границе «закачиваемый состав – нефть», что улучшает фильтрацию кислотного состава в нефтяной пласт и увеличивает эффективности его действия. Введение ПАВ и растворителей приводит к более эффективному контакту кислотного состава с породой нефтенасыщенных интервалов пласта, а также способствует диспергированию нефти, стимулирует удаление нефти с поверхности породы.

В качестве ПАВ при пластовых температурах менее 70 – 75 °С обычно применяют неионогенные поверхностно-активные вещества. Возможно, также совместное использование углеводородных растворителей и поверхностно-активных кислотных составов. В этом случае в скважину последовательно закачивается органический растворитель для очистки ПЗП от нефти, водонефтяных эмульсий и АСПО, а затем кислотный состав, который содержит ПАВ. При такой обработке кислотный состав хорошо фильтруется в нефтенасыщенные интервалы, что позволяет максимально увеличить эффективность проводимых работ на скважине.

Для улучшения свойств кислотных составов рекомендуются добавки в количестве 1 % неонолов АФ_9-12 или АФ_9-6. В качестве поверхностно-активных добавок могут использоваться также другие неионогенные поверхностно-активные вещества (Нефтенол ВВД, СНПХ-6002 и т.д.) и полярные органические растворители («полимерная фракция», реагент «полиглицерин», бутилцеллозольв и т.д.). Наиболее универсальным вариантом при обработке скважин является использование кислотного состава с добавкой 1-1,5 % неонола АФ_9-6 (водомаслорастворимый НПАВ) и органического растворителя.

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина для повышения эффективности ОПЗ рекомендуют использовать в качестве поверхностно-активного вещества реагент Нефтенола-К в количестве 4-5 %. Кислотные составы на его основе обладают низким межфазным натяжением на границе с углеводородами – 0,14 мН/м и низкой скоростью коррозии – 0,16 г/(м²·ч). Лабораторные исследования совместимости растворов соляной кислоты с нефтями месторождений Оренбургской и Самарской областей на предмет образования осадков и эмульсий показали, что добавка Нефтенола-К позволяет снизить выпадение осадков АСПО и ускорить процесс разделения эмульсий. Однако для каждой нефти конкретный состав следует подбирать индивидуально на основании результатов лабораторных исследований.

Закачку НПАВ и растворителей рекомендуется применять при ОПЗ с целью удаления АСПО и остаточной нефти. Возможность образования АСПО в ПЗП скважин обусловлена составом нефтей продуктивных пластов Загорского месторождения.

Для обработки ПЗП добывающих скважин пластов Загорского месторождения также может использоваться комбинация кислотных ОПЗ с виброволновым воздействием.

Для регулирования системы ППД и повышения ее эффективности следует провести испытание различных технологий увеличения нефтеотдачи. Это позволит определить эффективность различных подходов и перспективность их дальнейшего использования, а также минимизировать затраты на проведение работ.

Для обработки нагнетательных скважин рекомендуются технологии, основанные на закачке сшитых полимерных и осадкообразующих составов, направленные на ограничение прорыва воды к добывающим скважинам и перераспределение фильтрационных потоков как вблизи ПЗП скважины, так и в объеме пласта. Выбор технологий обусловлен рядом причин: значительной выработкой запасов, высокой обводненностью добываемой продукции и необходимостью более эффективного использования закачиваемой воды.

Большинство нагнетательных скважин Загорского месторождения имеют низкую приемистость. Поэтому для воздействия на пласт, с целью увеличения нефтеотдачи, предпочтительно использовать технологии потокоотклоняющего действия, не кольматирующие призабойную зону пласта, в качестве которых могут быть использованы осадкообразующие составы кислотного типа (раствор нефелина, раствор сульфата алюминия и т.д.). Полимерные составы могут быть использованы только для ликвидации прорывов воды. Полимерные составы должны быть устойчивы в минерализованных водах, поэтому необходимы предварительные лабораторные исследования для определения их стабильности. Растворы предлагаемых осадкообразующих реагентов могут быть приготовлены на подтоварной воде и использоваться без дополнительных ограничений. Для повышения стабильности таких растворов в состав добавляется соляная кислота.

С целью увеличения приемистости скважин и подключения в разработку нефтенасыщенных интервалов, а также для удаления тяжелых компонентов в ПЗП нагнетательных скважин и гидрофилизации поверхности породы следует провести закачку углеводородного растворителя (ЩФЛУ, газовый бензин, нефрас и т.д.) с добавлением НПАВ (например, неонол АФ_9-6). Затем провести направленную кислотную обработку: последовательная закачка в пласт обратной высоковязкой эмульсии и кислоты, также содержащую НПАВ. Растворитель закачивается в скважину первым, что обеспечивает доотмыв нефти из порового пространства пласта и улучшает взаимодействие кислотного состава с карбонатной породой. Закачка таких составов наиболее предпочтительна на скважинах внутри контура нефтеносности. Обработка скважин в краевых зонах допускается после предварительной обработки этих скважин составами изолирующего действия.

Таким образом, при разработке пластов Загорского месторождения для воздействия на пласт и обработки призабойной зоны рекомендуется следующее:

¾ При ОПЗ применяют обычные солянокислотные (глинокислотные) обработки, комплексные кислотные обработки и большеобъемные кислотные обработки с добавлением НПАВ и растворителей;

¾ Для увеличения приемистости нагнетательных скважин следует применять направленные кислотные обработки.

Для выравнивания профиля приемистости и перераспределения фильтрационных потоков в пласте рекомендуются закачка в нагнетательные скважины сшитых полимерных составов, закачка осадкообразующих составов кислотного типа. Для ликвидации прорывов воды могут использоваться вязкоупругие или дисперсные составы