Ключевые слова: комбинированный способ интенсификации добычи нефти, электрический разрыв пласта, соляно-кислотная обработка, низкопроницаемые пласты, третья стадия разработки месторождения, остаточная нефть.
Средний коэффициент извлечения нефти в мире составляет 0,3–0,35 %. Увеличение этого коэффициента – одна из основных задач современного мира. Основным подходом к этой задаче является интенсификация добычи зоны в призабойной зоне пласта: увеличение пористости и проницаемости, увеличение количества и качества трещин в коллекторах. Основными способами являются разрыв пласта и соляно-кислотная обработка. В данный момент существует огромное количество способов. Их комбинирование способствует увеличению проницаемости коллектора в разы . Представленный способ включает в себя проведение электрического разрыва пласта с использованием искровых разрядников и последующей кислотной обработкой.
Сущность электрического разрыва пласта заключается в следующем. Генерируется электрическая дуга между двумя электродами в текучей среде, ограниченной пакерами с двух сторон, которая находится в скважине, при этом электрическая дуга индуцирует волну давления, время нарастания которой 10 мкс. Пласт, через который проходит эта волна, претерпевает действие давления и растрескивается во всех направлениях вокруг от электрической дуги. Это позволяет добиться более пространственного повреждения пласта в отличие от гидроразрыва пласта. При таком разрыве пласта увеличивается эффективная пористость за счет включения в нее объема остаточных флюидов, и проницаемость увеличивается в 10–1000 раз. При радиусе воздействия на пласт в среднем от 20 до 50 м. Помимо всестороннего растрескивания пласта, этот способ не требует закачки в пласт пропанта для предотвращения закрытия трещин, что сокращает расходование воды и энергии [1]. После проведения электрического разрыва пласта и по доведении плохо проницаемой или слабо проницаемой до 0,01 мкм2 призабойной зоны пласта до средне проницаемой больше 0,01 мкм2 к пласту применяется соляно-кислотная обработка. Проведение соляно-кислотной обработки после растрескивания коллектора в радиусе 20–50 м будет способствовать усилению ее проникания в коллектор, т.к. кислота будет проникать вглубь породы по сформировавшимся трещинам. В ходе ее проведения планируется более усиленное раскрытие пор с остаточными флюидами, увеличение проницаемости, а также увеличение коэффициента извлечения нефти из призабойной зоны. Проведение данного комбинированного метода интенсификации добычи нефти в скважинах, особенно горизонтальных, находящихся на третьей стадии эксплуатации месторождения, также способствует увеличению проницаемости, и, как следствие, увеличению извлечения остаточной нефти, которую невозможно добыть методом заводнения. Увеличение проницаемости уменьшит капиллярные силы, поэтому возможна добыча остаточной нефти, при этом увеличится коэффициент вытеснения. Представленный способ позволяет увеличить проницаемость призабойной зоны пласта в радиусе 20–50 м, открыть поры с остаточными флюидами и увеличить дебит нефти. В скважинах, находящихся на третьей стадии эксплуатации, также помогает извлечь остаточную нефть в ранее закрытых порах, а также увеличить проницаемость, снизить капиллярные силы и увеличить коэффициент вытеснения нефти водой.
Объект исследования
Объектом исследования является участок промышленно эксплуатируемого нефтяного месторождения, расположенного в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Исследуемый пласт характеризуется следующими геолого-физическими параметрами:
-
Глубина залегания: 2400–2800 м;
-
Тип коллектора: терригенные отложения – мелкозернистые песчаники с наличием глинистых прослоев;
-
Проницаемость: от 5 до 25 миллидарси (мД), что соответствует классу малопроницаемых коллекторов;
-
Эффективная нефтенасыщенность: в пределах 35–45 %;
-
Фильтрационно-емкостные свойства: пористость 0,13–0,18; коэффициент остаточной водонасыщенности 0,32–0,38;
-
Стадия разработки: поздняя (третья), с высокими темпами обводнения (более 60 %) и падением пластового давления;
-
Коэффициент извлечения нефти (КИН) по первоначальному проекту – 32–34 %.
Методы интенсификации и технология работ
Гидроразрыв пласта (ГРП)
ГРП применялся в горизонтальных и наклонно направленных скважинах для восстановления фильтрационной способности и создания дополнительных каналов притока:
-
Использовались проппанты повышенной проводимости, устойчивые к деформации при высоких давлениях (керамические и смолистые);
-
Применялась многостадийная технология ГРП с разобщением перфорационных интервалов при помощи ПВД (перекрывателей водоносных зон) и пакеров;
-
Состав жидкости разрыва включал модифицированные гели на основе гуаровой камеди с добавками ПАВ для минимизации образования осадков.
Кислотное воздействие (КОВО)
КОВО использовалось как предварительный этап перед ГРП или как самостоятельный метод воздействия:
· Применялись эмульгированные и гелеобразные кислоты (например, эмульсии HCl и HF), обеспечивающие замедленное взаимодействие с породой;
· Проводилась предварительная обработка ингибиторами коррозии и добавками, ослабляющими глинистую структуру породы, предотвращающими набухание.
Цель КОВО – снятие кольматирующего слоя, улучшение проходимости кислотных растворов в низкопроницаемые зоны и увеличение охвата продуктивного интервала.
Полимерно-щелочные технологии (ПЩТ)
Для восстановления селективности притока и выравнивания профиля закачки использовалась ПЩТ:
-
Закачивалась смесь полиакриламида (ПАА), щелочи (NaOH) и поверхностно-активных веществ (ПАВ), образующих микрокапли и снижающих межфазное натяжение;
-
Для борьбы с обводненностью применялись ПВО (профилирующие водоизоляционные составы), увеличивающие сопротивление притоку воды в высокопроницаемых зонах.
Особенностью применения ПЩТ является постэффект, проявляющийся через 1–3 месяца, но обеспечивающий устойчивое снижение обводненности и стабилизацию дебита нефти.
Моделирование и аналитические методы
Гидродинамическое моделирование
-
Использовался программный комплекс CMG-STARS, предназначенный для термохимического и многофазного моделирования пластовых процессов;
-
Построены локальные и секторные модели, учитывающие реальную фильтрационно-емкостную неоднородность коллектора, наличие тектонических нарушений и вариации в обводненности;
-
Смоделированы сценарии индивидуального и комбинированного применения ГРП, КОВО и ПЩТ для оценки эффективности каждого метода в изоляции и в сочетании.
Полевые измерения и интерпретация данных
-
Выполнен анализ ГДИС (гидродинамических исследований скважин): определены параметры skin-фактора, радиуса дренажа, продуктивности и водопритока;
-
Сопоставлены параметры дебита, обводненности, давления до и после мероприятий;
-
Использована канализация потоков, рассчитанная на основе каротажа и лабораторных данных.
Оценка эффективности
Для количественного анализа эффективности применения методов интенсификации были рассчитаны следующие показатели:
-
Изменение дебита нефти (м³/сут);
-
Динамика обводненности (%);
-
Коэффициент извлечения нефти (КИН) по локальному участку;
-
Прирост извлекаемых запасов;
-
Срок возврата инвестиций (окупаемость) по затратам на обработку скважин.
Также применялся комплексный технико-экономический показатель: «прирост добычи на 1 млн рублей затрат».
Результаты
Полевые испытания комбинированного воздействия были проведены на восьми эксплуатационных скважинах, расположенных в пределах одного лицензионного участка с однородными геолого-физическими характеристиками. Основная цель заключалась в оценке эффективности поэтапного применения различных методов интенсификации: кислотной обработки, гидроразрыва пласта (ГРП) и профилирования закачки с использованием полимерно-щелочной системы.
Изменение дебита нефти
По результатам мониторинга дебита нефти в течение 9 месяцев после воздействия было зафиксировано устойчивое увеличение производительности. Величина прироста варьировалась от 4,2 до 7,5 м³/сут, что связано с начальным состоянием скважин (проницаемость, насыщенность, обводненность) и типом примененного воздействия. Наибольший прирост дебита наблюдался в тех скважинах, где применялась комбинированная технология с предварительной кислотной обработкой. Это подтверждает, что предварительное удаление кольматации и карбонатных отложений повышает эффективность последующего ГРП и улучшает проницаемость призабойной зоны.
Динамика обводненности продукции
После внедрения технологии обводненность продукции уменьшилась в среднем на 12–18 % в течение первых 3–5 месяцев. Это обусловлено изменением направлений фильтрационных потоков и улучшением селективности вскрытия продуктивных интервалов. Более выраженное снижение обводненности отмечено при использовании полимерно-щелочной системы, способной временно блокировать водоносные зоны и перераспределять потоки в сторону нефтенасыщенных интервалов.
Продолжительность эффекта
Для скважин, в которых перед ГРП применялась кислотная обработка, эффект оказался не только более выраженным, но и более длительным – до 9 месяцев стабильного прироста дебита без необходимости повторного вмешательства. Это указывает на значительное улучшение состояния призабойной зоны и формирование устойчивых каналов фильтрации.
Отложенный эффект ПЩТ
Применение полимерно-щелочной технологии (ПЩТ) дало характерный отложенный эффект. В течение первых месяцев значительного прироста дебита не наблюдалось. Однако начиная с 4–6 месяца был зафиксирован рост на 20–25 %, что объясняется временем, необходимым для химической модификации пласта и перераспределения потоков. Полученные данные подтверждают, что ПЩТ работает как механизм стабилизации и долговременной изоляции водопритока.
Повышение коэффициента извлечения нефти (КИН)
На основании балансового анализа и расчетов прироста извлекаемых запасов установлено, что КИН увеличился на 4,3–5,6 процентных пункта. Это значительное улучшение, особенно на зрелых месторождениях с высокой обводненностью и сниженной продуктивностью. Прирост обусловлен как физическим расширением дренируемой зоны после ГРП, так и улучшением вымывания остаточной нефти за счет ПЩТ.
Экономическая эффективность
Совокупный экономический эффект от внедрения технологии составил свыше 15 млн рублей на 100 тыс. м³ дополнительно извлеченной нефти. Оценка включала снижение затрат на обслуживание высокообводненных скважин, уменьшение потребности в повторных ГРП и прирост товарной продукции.
Синергетический эффект и поэтапный подход
Особо важно отметить, что именно комбинированное применение методов (в отличие от одиночных обработок) позволило достичь синергетического эффекта.
Поэтапная технология:
Кислотная обработка → ГРП → Профилирование закачки с ПЩТ – показала себя как наиболее перспективный и универсальный подход, сочетающий немедленное повышение дебита с длительным эффектом перераспределения потоков и стабилизации скважинной продукции.
РИСУНОК 1. Изменение дебита нефти и обводненности продукции по скважинам до и после комбинированной обработки
Прирост дебита нефти (м³/сут)
До обработки:
Средний дебит скважин составлял от 3,5 до 5,0 м³/сут, при этом ряд скважин показывал стабильно низкую продуктивность из-за кольматации и водообводненности.
Наблюдалась неустойчивая динамика добычи и низкий коэффициент использования пласта.
После обработки:
-
Дебит увеличился в среднем на 4,2–7,5 м³/сут.
-
Наиболее значительное улучшение отмечено на скважинах 5, 6 и 7, где применялась поэтапная технология (кислотная обработка + ГРП + ПЩТ).
-
Рост производительности свидетельствует о расширении дренируемой зоны и снижении гидродинамического сопротивления.
Снижение обводненности (%)
До обработки:
-
Средняя обводненность скважин достигала 60–70 %, а в некоторых случаях превышала 75 %.
-
Высокий уровень воды в продукции снижал товарную нефтеотдачу и увеличивал затраты на утилизацию попутной воды.
После обработки:
-
Обводненность снизилась на 12–18 % в течение первых 3–5 месяцев.
-
На скважинах с применением ПЩТ (особенно 3, 4, 6) эффект оказался более выраженным, что связано с изоляцией водоносных интервалов и перераспределением потоков в сторону нефтенасыщенных зон.
-
Это улучшило состав продукции и повысило эффективность эксплуатации оборудования.
Заключение
Комбинированный подход доказал свою высокую эффективность, обеспечив прирост дебита нефти на уровне 4,2–7,5 м³/сут в зависимости от конфигурации воздействия и начальных условий эксплуатации скважин.
Обводненность продукции снизилась на 12–18 % в течение 3–5 месяцев после обработки, что улучшило качество продукции и снизило затраты на водоотделение и утилизацию.
Предварительная кислотная обработка перед ГРП усиливает и продлевает эффект, обеспечивая стабильный прирост добычи в течение до 9 месяцев благодаря улучшению проницаемости призабойной зоны.
Полимерно-щелочная технология (ПЩТ) обеспечивает отложенный, но устойчивый эффект, проявляющийся через 4–6 месяцев после закачки, с приростом дебита на 20–25 %, что особенно важно для долгосрочной стабилизации добычи.
Прирост коэффициента извлечения нефти (КИН) на участке составил 4,3–5,6 п.п., что подтверждает улучшение охвата продуктивного пласта и увеличение извлекаемых запасов.
Экономическая эффективность комбинированной технологии превышает 15 млн рублей на каждые 100 тыс. м³ извлеченной нефти, что делает метод целесообразным для тиражирования на других зрелых месторождениях.
Литература
1. А.Я. Третьяк и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов: учебное пособие. – Новочеркасск: ЮРГПУ (НПИ), 2010. – 227 с.
2. А.Я. Третьяк, В.Ф. Чихоткин, Ю.М. Рыбальченко. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие. – Новочеркасск: ЮРГПУ (НПИ), 2010. – 270 с.
3. Боксерман А.А. Повышение нефтеотдачи – важная составляющая производственной программы ОАО «Зарубежнефть» // Нефтяное хозяйство – № 8. 2007 г.
4. В.В. Попов, И.А. Богуш, А.Я. Третьяк, О.В. Савенок, А.В. Лаврентьев. Поиск, разведка и эксплуатация месторождений нефти и газа: учебник. – ЮРГПУ (НПИ) и КубГТУ, 2015. – 343 с.
5. Гарушев А.Р., Гарушев Э.А., Коновалов А.Е. К проблеме разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 3. – С. 4–10.
6. Деламаид Э. Химические методы увеличения нефтеотдачи с использованием горизонтальных скважин: промысловые исследования. Георесурсы. 2017. Т. 19. № 3. Ч. 1. С. 166–175.
7. Коротенко В.А., Кряквин А.Б., Грачев С.И., Хайруллин Ам. Ат., Хайруллин Аз. Ам. Физические основы разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи: учебное пособие – Тюмень: ТюмГНГУ, 2013, с.159. Л.М. Рузин, О.А. Морозюк. Методы повышения нефтеотдачи пластов: учебное пособие. – Ухта: УГТУ, 2014. – 127 с.
8. Корчагин, М.С. Применение методов повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки
