За все время на месторождении Н на нагнетательном фонде было проведено 50 обработок потокоотклоняющими составами. Суммарная дополнительная добыча нефти составила 27,9 тыс. тонн, средняя удельная эффективность – 559 т/скв.-опер.
Применялись следующие потокоотклоняющие технологии: ТермоГОС – термогелеобразующий состав, СОТ-12 – водорастворимая осадкообразующая технология, ГОС (Т) – гелеобразующий состав на основе термостабильного ПАА, ГОС-1АС (Т) – осадко-гелеобразующая система на основе термостабильного ПАА.
Распределение операций по количеству обработок и удельной эффективности представлено на рисунке 1.
Рисунок 1 – Распределение операций ФХМУН по количеству и удельной эффективности
Наибольший объем воздействий проведен с использованием термогелеобразующей технологии ТермоГОС (32 скважино-операции, 64 % от общего количества), далее по количеству обработок следует водорастворимый осадкообразующий состав СОТ-12 (16 обработок, 32 % от общего количества), гелеобразующие на основе термостабильного ПАА (одна скважино-операция, 2 % от общего количества) и осадко-гелеобразующие на основе термостабильного ПАА (1 обработка, 2 % от общего количества).
Наиболее успешными являются обработки, проведенные по технологиям СОТ-12 (удельная эффективность 629 т/скв-опер.). Удельный эффект по технологии ТермоГОС в пределах 533 т/скв-опер. По технологиям ГОС (Т) и ГОС-1АС (Т) получена равная эффективность – по 417 т/скв-опер. По данным технологиям проведены единичные обработки (сравнение некорректно).
Для примера применения ФХМУН рассмотрен подробнее участок физико-химического воздействия нагнетательных скважин № № 1ХХХ, 1ХХ2 (рисунок 2).
Рисунок 2 — Участок нагнетательных скважин №№ 1ХХХ, 1ХХ2
Обработка нагнетательных скважин №№ 1ХХХ, 1ХХ2 выполнена по технологии СОТ-12, объем закачки по 350 м3. До физико-химического воздействия в целом по участку за три месяца до обработки наблюдался рост обводненности с 81 % до 85 %, добыча нефти уменьшилась с 7,5 т/сут до 6,2 т/сут. После обработок отмечается снижение обводненности до 80-82 % при дебите нефти 7,4-8,1 т/сут (рисунок 3).
Рисунок 3 — Показатели разработки участка в районе нагнетательных скважин №№ 1ХХХ, 1ХХ2
После применения потокоотклоняющих составов средняя приемистость нагнетательных скважин уменьшилась с 194 м3/сут до 184 м3/сут, что говорит о создании гелевого экрана в ранее принимающих интервалах пласта.
В таблице 1 представлена динамика обводненности добывающих скважин участка до и после ФХМУН.
Таблица 1 – Динамика обводненности добывающих скважин участка до и после ФХМУН
|
Номер добыв. скв. |
Обводненность до проведения ФХМУН, % |
Обводненность после проведения ФХМУН, % |
Макс. снижение % воды |
||||||||||
|
1 месяц |
2 месяц |
3 месяц |
4 месяц |
5 месяц |
6 месяц |
7 месяц |
8 месяц |
9 месяц |
10 месяц |
11 месяц |
12 месяц |
||
|
1YY1 |
52,2 |
54,7 |
43,5 |
38,7 |
51,0 |
55,7 |
33,8 |
23,4 |
19,3 |
25,6 |
40,6 |
48,0 |
-36,5 |
|
1YY2 |
14,8 |
22,3 |
26,9 |
21,6 |
19,8 |
19,8 |
8,8 |
10,1 |
6,7 |
13,7 |
28,7 |
34,2 |
-13,1 |
|
1YY3 |
13,9 |
21,0 |
10,4 |
17,5 |
18,2 |
32,7 |
21,2 |
31,4 |
38,9 |
27,8 |
38,5 |
31,3 |
-11,5 |
|
1YY4 |
93,2 |
93,1 |
93,9 |
95,6 |
95,4 |
93,9 |
92,5 |
92,0 |
86,9 |
90,9 |
90,8 |
92,8 |
-7,0 |
|
1YY5 |
97,1 |
96,9 |
97,7 |
98,1 |
97,7 |
98,4 |
97,4 |
97,5 |
96,7 |
98,0 |
97,3 |
97,8 |
-1,8 |
|
1YY6 |
97,3 |
96,9 |
97,6 |
98,2 |
98,4 |
98,4 |
98,5 |
97,8 |
97,9 |
97,8 |
97,3 |
97,5 |
-0,5 |
На всех реагирующих скважинах выявлено снижение содержания воды в добываемой продукции на 0,5-36,5 %. Дополнительная добыча нефти от ФХМУН составила 1448 т. Эффект получен за счет снижения обводненности, стабилизации добычи нефти.
Таким образом применение потокоотклоняющих технологий на месторождении показало хорошую эффективность за счет сокращения непроизводительной закачки, замедления темпа роста обводненности продукции скважин. Дополнительная добыча нефти от проведенных операций составила 27,9 тыс.т при средней удельной эффективности 559 т/скв.-опер. Оптимальными составами воздействия для данного месторождения являются СОТ-12, ТермоГОС, ГОС (Т), ГОС-1АС (Т).
Литература:
- Земцов, Ю.В. Обзор физико-химических МУН, применяемых в Западной Сибири, и эффективности их использования в различных геолого-физических условиях [Текст] / Ю.В. Земцов, А.В. Баранов, А.О. Гордеев // Нефть. Газ. Новации. – 2015. — № 7. — С. 11-21.
- Коротенко, В.А. Физические основы разработки нефтяных месторож-дений и методов повышения нефтеотдачи [Текст] / учеб. пособие В.А. Коротенко, А.Б. Кряквин, С.И. Грачев. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. — 159 с.
