Применение силикатных гелей с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин для повышения нефтеотдачи пластов

The use of silicate gels to align the intake profile of injection wells for enhanced oil recovery

Amir Aglyamov

undergraduate, Udmurt state University, Russia, Izhevsk

Аннотация. В данной статье речь идет об особенностях использования силикатных гелей с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин для того, чтобы повысить нефтеотдачу пластов. Автор анализирует особенности применения данного способа на примере отдельных месторождений, делая вывод о его эффективности в условиях неоднородных пластов.

Abstract. In this article we are talking about the features of the use of silicate gels in order to align the intake profile of injection wells in order to increase oil recovery. The author analyzes the features of the application of this method on the example of individual deposits, concluding about its effectiveness in heterogeneous formations.

Ключевые слова: силикатные гели, нефтеотдача пластов, профиль приемистости, нагнетательная скважина, низкопроницаемый прослой, гелеобразующий состав.

Keywords: silicate gels, oil recovery, acceleration profile, injection well, low-permeability layer, gel-forming composition.

Актуальность исследования заявленной темы обусловлена тем, что повышение нефтеотдачи пластов в настоящий период времени выступает в качестве одного из приоритетных направлений с точки зрения разработки современных технологий воздействия на нефтяной пласт.

В качестве одного из способов, направленных на увеличение охвата пластов заводнением, выступает разработка технологий отклонения потока, которые изменяют направление движения потока закачиваемых жидкостей посредством увеличения фильтрационного сопротивления обводненных участков пласта из-за нагнетания в пласт оторочек таких реагентов, которые в рамках промытой зоны образуют различные тампонирующие пробки за счет того, что они могут смешиваться с пластовой водой. При этом в прослое с высокой обводненностью формируется гидроизолирующий экран, отклоняющий потоки нагнетаемой в пласт воды в нефтенасыщенный прослой, что ведет к увеличению степени извлечения нефти [2, с. 258].

В процессе искусственного поддержания пластового давления посредством закачки пресной или подтоварной воды, в пласте идет образование промытых высокопроницаемых прослоев, в то время как в низкопроницаемых зонах остается трудноизвлекаемая нефть. Соответственно, даже в пределах относительно однородного пласта могут оставаться зоны, обладающие повышенной нефтенасыщенностью. Если же говорить о неоднородных пластах, то них остаточная нефть находится, главным образом, в пределах низкопроницаемых прослоев.

В качестве основной задачи повышения нефтеотдачи в том случае, если речь идет о неоднородных пластах, выступает повышение уровня вытеснения нефти из прослоев, обладающих низкой проницаемостью. На решение данной задачи направлена технология выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

В качестве одного из наиболее эффективных способов перераспределения потоков дренируемой воды в пласте можно назвать использование гелеобразующих составов, основным компонентом которых является силикат натрия (жидкое стекло) (ГОС-СН) [1, с. 240].

Среди составов, которые вызывают наибольший интерес с точки зрения их применения на практике, выступает щелочной гелеобразующий состав, pH которого составляет больше 7, так как данный состав не обладает коррозионной активностью. В основе такого рода составов лежит силикат натрия (жидкое стекло), а также разнообразные кислые агенты. В рамках исследовательских работ четко определены физико-химические и реологические свойства таких составов, а также хорошо исследованы фильтрационные характеристики моделей пористой среды и естественных кернов до того, как они были заполнены гелеобразующим составом, и после [5, с. 23].

Если говорить о технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин (ВПП), то в рамках данной технологии предполагает формирование низкопроницаемой кольцевой зоны в прослое в силу образования силикатного геля в призабойной зоне скважины, что, в свою очередь, ведет к снижению проницаемости данного прослоя.

Для того, чтобы определить требующийся объем силикатного геля, необходимо использовать следующую формулу:

V = 1,2·pH ·(P_уст./P₀)²·K_п, [м³],

где:

- H - толщина принимающего прослоя, м;

- Kп - пористость данного прослоя, доли ед.;

- P_уст. - давление закачки в системе ППД на устье скважины, МПа;

- P₀ - депрессия, которую выдерживает образующийся в пласте силикатный гель, МПа/м.

В качестве основной проблемы, которая возникает в процессе анализа результатов обработок нагнетательных скважин, выступает отсутствие профиля приемистости нагнетательной скважины после ее обработки.

Характерным примером вышесказанного выступает изменение профиля приемистости нагнетательной скважины ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз». Так, например, если до начала обработки принимали 2 интервала перфорации (1875,0-1876,6 и 1881,0-1883,0 м) общей приемистостью, равной 500 м3/сут, то после того, как была проведена обработка, стали принимать 5 интервалов перфорации (1843,0-1844,9; 1858,2-1860,0; 1865,0-1867,7; 1881,1-1882,2 и 1883,8-1885,7 м), общая приемистость которых составила 318 м3/сут. [4, с. 43]

Было отмечено увеличение коэффициента охвата с 0,2 до 0,57 доли ед. за счет того, что изменился профиль приемистости. Если вести речь о технологическом эффекте реагирующих добывающих скважин от обработки данной нагнетательной скважины, то он составил 2089 тонн дополнительно извлеченной нефти. Соответственно, можно говорить о том, что изменение профиля приемистости нагнетательной скважины положительно сказалось на выработке низкопроницаемых прослоев и на увеличении добычи нефти (скв.-операцию).

Данная технология была с успехом испытана на нефтяных месторождениях с разнообразными геолого-физическими условиями, а именно: на западносибирских месторождениях с полимиктовым типом коллекторов, а также в европейской части РФ на месторождениях с такими типами коллекторов, как терригенные и карбонатные.

Так, например, в Пермском районе был проведен ряд работ с различными изоляционными материалами, например, с пастой «ЭМКО», причем время надежной изоляции составляло порядка 2-3 месяцев [3, с. 118].

Необходимо отметить, что работа по данной технологии в условиях карбонатного коллектора является сложной в силу того, что карбонатный коллектор, помимо того, что он относится к трещинно-поровому типу, отличается повышенной гидрофобностью, что ведет к плохой адгезии к изолирующим материалам на основе воды. Обработка нагнетательных скважин гелеобразующим составом, в основе которого лежит силикат натрия, на данном типе коллектора дала возможность увеличения продолжительности эффективной работы скважины в два раза по сравнению с обработками скважин пастой «ЭМКО».

Таким образом, подводя итог проведенному исследованию, можно сделать ряд выводов относительно особенностей применение силикатных гелей с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с целью повышения нефтеотдачи пластов, а именно:

1. Испытание технологии выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах посредством применения щелочных силикатных гелей было проведено на различных пластах месторождений нефти, которые были различны по своим коллекторским свойствам.

2. Эффективность обработки скважин находится в прямой зависимости от условий применения данной технологии.