Ключевые слова: нефтеотдача, выравнивание профиля приемистости, нагнетательный фонд скважин с горизонтальным окончанием ствола, полимерные технологии, сшитые полимерные композиции, синтетические полимеры, полиакриламид, Непско-Ботуобинская антеклиза, Восточная Сибирь.
В качестве вторичных методов нефтедобычи в России при разработке нефтяных месторождений организовываются системы поддержания пластового давления (ППД). Агентом вытеснения или агентом закачки служит вода с различной степенью минерализации – от пресной (0,3–0,5 г/л) до высокоминерализованной (450 г/л). Преждевременные прорывы вытесняющего агента и вязкостная неустойчивость флюидов снижает эффективность заводнения. Для увеличения охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков в пласте используются водорастворимые полимеры высокого молекулярного веса 106–107 а.е.м. Наибольшее распространение в нефтяной отрасли из полимеров имеет класс полиакриламидов.
Известны несколько вариантов технологий применения полимеров в качестве третичных физико-химических методов нефтедобычи: большеобъемные (полимерное заводнение) и малообъемные обработки (выравнивание профиля приемистости скважин системы ППД, потокоотклонение). По технологии полимерного заводнения в пласт закачивается раствор полимера, который за счет повышения вязкости воды приводит к снижению вязкостной неустойчивости и выравниванию фронта вытеснения в неоднородных пластах. В технологии выравнивания профиля приемистости (ВПП) производится периодическая обработка нагнетательных скважин полимерными композициями со сшивающими агентами, которые образуют в пористой среде in situ пространственно-сшитые гидрогели. Процесс формирования трехмерной структуры происходит в пласте после закачки маловязкого водного раствора полимера посредством координационных связей с катионами поливалентных металлов [1]. Также сшитые полимерные технологии применяются для ограничения водопритока (ОВП) добывающего фонда скважин. Процесс сшивки полимеров и образования гидрогелей в призабойной зоне пласта добывающих скважин аналогичен ВПП. Воздействие осуществляется через высокообводненные добывающие скважины вязкоупругими составами (ВУС) с целью избирательного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых каналов в призабойной зоне. За счет уменьшения притока воды в скважину и снижения забойного давления интенсифицируется выработка низкопроницаемой части пласта. Повысить эффективность применения сшитых полимеров возможно за счет одновременной обработки на одном участке или в одной ячейке заводнения нагнетательной и добывающей-реагирующей скважин с прорывом воды из системы ППД.
Технологии сшитых полимерных составов (СПС) отличаются универсальностью и технологичностью использования для решения широкого круга геологических задач. Композиции СПС адаптированы к различным геологическим объектам, в частности – с низкой температурой и высокой минерализацией пластовых флюидов, и могут применяться в жестких климатических условиях. Полимер поставляется в твердой товарной форме, растворение его возможно как в пресной, так и в минерализованных водах. Концентрация полимера не превышает 1,5–2 %, что позволяет при небольшом тоннаже исходного реагента получать большие объемы закачиваемых составов, что является неоспоримым преимуществом для отдаленных автономных нефтепромыслов со слаборазвитой инфраструктурой перед жидкими формами химреагентов. Ежегодный объем внедрения полимерных технологий исчисляется тысячами скважино-операций. В данной статье рассматриваются особенности получения и опыт промышленного внедрения сшитых гелей в Восточной Сибири для целей повышения нефтеотдачи и ликвидации прорывов агента ППД к добывающему фонду. Работы проводились в 2024–2025 годах на терригенных и карбонатных объектах Непско-Ботуобинской антеклизы – осинском, усть-кутском и ботуобинском горизонтах. Общий объем внедрения за 24 месяца составил 40 скважино-операций. В качестве полиакриламида использовались торговые марки EOR-2517 и ПНП-1.
Нефтегазоносность Восточной Сибири приурочена к древним породам венд-кембрийского возраста эры раннего палеозоя, представленным несколькими крупными антеклизами. Непско-ботуобинская антеклиза является ключевой в нефтегазодобыче Восточной Сибири, имеет площадь более 225 тыс. км2 и включает более 40 месторождений нефти и газа, такие как: Чаядинское, Талаканское, Средне-Ботуобинское, Тас-Юряхское, Верхнечонское, Северо-Даниловское и др. Разрабатываемые пласты данной платформенной структуры относятся к терригенным и карбонатным отложениям [2]. Продуктивные горизонты Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА) залегают в подсолевом комплексе на глубинах 1500–3000 м. Отличительными особенностями нефтегазоносных объектов являются специфические термобарические условия: аномально низкая пластовая температура и давление. Пластовые температуры этих объектов составляют 2,6–35 °C (при средних 10–20 °C), что на 30–50 оС ниже среднемировых (геотермический коэффициент 3 оС/100 м) [3]. Рельеф региона значительно приподнят над уровнем моря в среднем на 150–200 м, чем отличается от Западной Сибири и несет ряд осложнений при закачке в скважины вязких растворов высокой плотности в пласты с низким начальным давлением.
Другим осложняющим фактором является высокая минерализация пластовой воды: до 450 г/л терригенных пластов и до 600 г/л карбонатных пластов, в которой содержатся в большом количестве ионы кальция и магния. Терригенные отложения Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области характеризуются преимущественно высокими значениями фильтрационно-емкостных свойств, им свойственна повышенная изменчивость. Карбонатные продуктивные горизонты имеют пониженные значения ФЕС, отличаются кавернозностью и трещиноватостью. Среди вторичных преобразований в Восточной Сибири отмечается засолонение порового пространства. Присутствие галита и сульфатов в пустотном пространстве снижает ФЕС и оказывает влияние на закачиваемые растворы полимера.
Среди необходимых показателей успешности применения полимерных технологий выделяют: время сшивания, прочность гелей и их стабильность. Одним из наиболее важных параметров, определяющих технологичность полиакриламида (ПАА), является время растворения в используемой воде затворения, которое определяет продолжительность приготовления раствора в промысловых условиях. От полноты растворения ПАА зависят эксплуатационные свойства и трехмерная сшиваемость полимерных растворов в размещаемой зоне пласта. Среди параметров воды затворения, влияющих на растворимость полиакриламида, ключевым является физико-химический состав. Известно, что в минерализованных водах вязкость растворов полимера снижается по сравнению с пресной водой. Поэтому в минерализованной воде приходится наращивать концентрацию полимера для достижения целевых значений прочности гелей. Ионы солей, содержащиеся в минерализованных водах, экранируют карбоксильные группы и препятствуют разворачиванию макромолекул полимера в воде. Особенно это проявляется в присутствии крупных ионов кальция, магния, железа [1, 4]. Молекула полимера экранируется крупными ионами, что препятствует разворачиванию полимерной цепочки, в результате чего молекула полимера принимает форму компактного клубка. Вследствие этого растворимость полимера и вязкость полимерного раствора резко понижается. Поэтому для высокоминерализованных объектов НБА концентрация среднемолекулярного ПАА в рабочих составах была выбрана в диапазоне 0,7–1,0 %, что в 3–5 раз больше, чем для объектов с низкой минерализацией пластовой воды. С другой стороны, вследствие электростатической адсорбции анионов на гидролизованных положительно заряженных группах макромолекул полимера снижается их активность к образованию координационных связей с растворителем и сшивателем.
Перед началом реализации опытно-промышленных работ полимерных технологий ВПП на объектах Непско-Ботуобинской антеклизы были проведены лабораторные исследования по подбору оптимальных рецептур композиций ВПП [1, 4]. Изучались свойства растворов полиакриламидов и получаемых на их основе технологических композиций с применением реальных образцов вод затворения нефтепромыслов (таблица 1). Подбор составов основывался на таких признаках, как: время гелеобразование, вязкостные и упругие свойства, температура гелеобразования. Также исследовалась в режиме термостатирования стабильность образцов композиций с различной концентрацией ПАА в высокоминерализованных пластовых водах для каждого объекта внедрения.
ТАБЛИЦА 1. Условия проведения исследований композиций ВПП и геолого-физические характеристики обрабатываемых объектов
С целью исследования влияния минерализации на время и полноту растворения базовых ПАА средней молекулярной массы использовалась вода затворения с содержанием ионов солей до 220 г/л. На рисунке 1 представлена зависимость времени растворения среднемолекулярного частично гидролизованного ПАА при температуре 20 оС в зависимости от минерализации воды. Исследуемый образец ПАА имел следующие характеристики: молекулярный вес 12,6 а.е.м., степень гидролиза 13,7 %. Установлено, что в подтоварной воде с минерализацией 120 г/л время растворения резко увеличивается до 145–155 мин. При минерализации 220 г/л полное растворение полимеров не происходило, зафиксировано высокое содержание нерастворенного полимера. Зафиксирован рост более чем в 10 раз количества нерастворимого остатка ПАА с 0,6 % в дистиллированной воде до 6,4 % в подтоварной воде высокой минерализации. Следует отметить, что на растворимость полиакриламидов имеет влияние степень помола и размерность частиц.
РИСУНОК 1. Зависимость параметров растворения ПАА от минерализации воды
Вязкость водного раствора ПАА в подтоварной воде при температуре 20 оС составила 115 мПа∙с. При температуре 5 оС вязкость выросла более чем в 2,5 раза и составила 298 мПа∙с, однако осложнений при закачке рабочих растворов при полевой апробации на устье скважин не наблюдалось. Применение подтоварной воды с минерализацией свыше 220 г/л не рекомендуется в технологии СПС по причине роста доли нерастворенного полимера и риска кольматации призабойной зоны пласта, в особенности на многоствольных и наклонно направленных скважинах с горизонтальным окончанием.
С целью изучения технологических свойств полимерных технологий ВПП для условий НБА были проведены тесты на стабильность при выдержке сшитых образцов гелей в высокоминерализованной среде. Сшивка осуществлялась неорганическим сшивателем водным 50%-м раствором ацетата хрома (АХ). Период гелеобразования до полной структуризации составил 5–7 суток при пластовых температурах (рисунок 2). Сшитые гели на основе полиакриламида марки ПНП-1 и сшивателя в соотношении 10:1, затворенные на двух типах подтоварной воды (с минерализацией 1 г/л и 140 г/л), не подвержены деструкции в течение 30 суток под действием пластовой воды и температурного фактора; индекс сшитых гелей остается на исходном уровне.
На рисунке 2 приведена зависимость времени гелеобразования раствора полиакриламида с добавлением сшивателя (АХ) от температуры. Увеличение длительности сшивки ПАА является положительным фактором при проведении работ на скважинах с горизонтальным окончанием. При низких пластовых температурах процесс закачки рабочих композиций осуществляется без осложнений до окончания процесса структуризации СПС без риска тампонирования горизонтального ствола и призабойной зоны.
РИСУНОК 2. Зависимость времени гелеобразования раствора ПАА от температуры
Также исследовались образцы с увеличенной дозировкой ацетата хрома в два раза (соотношение 5:1). Предполагалось увеличить скорость сшивания и прочность гелей. Исследованиями установлено слабое влияние концентрации сшивателя на время гелеобразования. Процесс гелеобразования ускоряется, но увеличение времени полного гелеобразования не превышает 10 % в составах с повышенной концентрацией ПАА от 0,7 % и более. Наблюдается тенденция роста прочности гелей в композициях с повышенной дозировкой ацетата хрома, по сравнению с композициями в базовом соотношении полимера и сшивателя при одинаковом содержании ПАА. В то же время имеет место усадка гелей с повышенным содержанием сшивателя АХ, с выделением свободной водной фазы при длительном термостатировании при пластовых температурах (термостатирование проводилось для холодных пластов НБА с аномально низкой температурой в диапазоне
12–22 оС).
После комплекса лабораторных исследований на соответствие технологических свойств рабочих композиций ПАА и достижения планируемых показателей факторов остаточного сопротивления при фильтрационных экспериментах были рекомендованы к внедрению на объектах НБА операции ВПП со сшитыми полимерными системами. Концентрации ПАА составили от 0,7 до 1,5 % при соотношении ПАА к ацетату хрома 10:1.
Первые промысловые испытания на ботуобинском горизонте проводились в 2024 году с применением ПАА марки EOR-2517. На первом этапе выполнены 10 обработок нагнетательных скважин с горизонтальным окончанием ствола терригенного коллектора. Приемистость обрабатываемых скважин находилась в диапазоне от 220 до 430 м3/сут. Средний объем закачиваемой полимерной композиции составил 1500 м3 на 1 обрабатываемую скважину [4, 5] при средней концентрации полимера 1 %. На всех обработанных нагнетательных скважинах достигнута технологическая эффективность в виде снижения их приемистости в среднем на 30 %. Кроме того, на участках воздействия в реагирующих добывающих скважинах наблюдается снижение обводненности продукции на 7–15 %. Дополнительная добыча нефти на обработанных участках составила 35,8 тыс. тонн за 12 месяцев мониторинга работы добывающих скважин, удельная эффективность на 1 скважину-операцию – 3,58 тыс. тонн дополнительной нефти [5].
Последующие 30 обработок проводили в 2025 году с применением полимера марки ПНП-1 на терригенных пластах ботуобинского горизонта и карбонатных пластах осинского и усть-кутского горизонтов. Закачка полимерных составов проведена в 27 нагнетательных скважинах с горизонтальным окончанием, на двух скважинах наклонно направленной конструкции и на одной скважине с заканчиванием по технологии Fishbone. Приемистость обрабатываемых скважин находилась в диапазоне от 170 до 585 м3/сут. Объем рабочей композиции полимеров со сшивателем на одну скважину карбонатных объектов составил 1000 м3 при концентрации полимера 0,9–1,2 %. Объем рабочей композиций полимеров со сшивателем на одну скважину терригенного объекта составил 1500 м3 при концентрации ПАА 0,7–1,0 %. В результате обработок достигнуто снижение приемистости в нагнетательных скважинах в среднем на 30 % и более. Плановые показатели геологической эффективности мероприятий ВПП были достигнуты в первые 3–6 месяцев после закачки составов. Дополнительная добыча нефти от 30 обработок составила 103,4 тыс. тонн, при удельной эффективности 3,45 тыс. тонн на 1 скважину-операцию за период 6–9 месяцев. На текущий момент эффект от закачки СПС на обработанных участках не закончился, что подтверждает высокую результативность обработок нагнетательных скважин сшитыми гелями на основе полиакриламида в условиях низкотемпературных пластов Восточной Сибири.
На рисунке 3 представлен пример снижения обводненности реагирующей добывающей скважины на участке проведения опытного внедрения СПС на Непско-Ботуобинской антеклизе. Как видно из графиков, после закачки композиций СПС отмечается фактический рост добычи нефти по сравнению с базовыми прогнозными показателями разработки, построенными по характеристикам вытеснения.
РИСУНОК 3. Технологические показатели до и после ВПП в ячейке заводнения на примере реагирующей скважины
Таким образом, промысловыми работами подтверждена возможность закачки полимерных технологий в горизонтальных скважинах и многоствольных скважинах с заканчиванием по технологии Fishbone. Доказана эффективность технологии СПС в карбонатных и терригенных коллекторах с низкой температурой. В лабораторных и полевых условиях получены стабильные сшитые полимерные системы при их приготовлении на высокоминерализованной подтоварной воде до 220 г/л. Технологии СПС рекомендованы к применению на «холодных» пластах (12–25 °С) Восточной Сибири с минерализацией 360–600 г/л, а также на пластах-аналогах других регионов, при условии выдержки обработанных скважин на структуризации в течение 7–10 суток (до полного гелеобразования). Диапазон рекомендованной приемистости скважин-кандидатов составляет от 100 м3/сут и выше. Успешные опытно-промышленные работы на терригенных и карбонатных пластах Непско-Ботуобинской антеклизы открывают возможности тиражирования технологии СПС на месторождениях в Восточной Сибири [5].
Литература
1. Земцов Ю.В., Мазаев В.В. Аналитический обзор современных методов увеличения нефтеотдачи в России /Земцов Ю.В., Мазаев В.В. // – М.: 2026 г. – С. 19–52.
2. Шемин Г.Г., Моисеев С.А., Вахромеев А.Г., Смирнов О.А., Глазырин П.А., Пуляевский М.С., Лапин П.С., Деев Е.В. Новая оценка перспектив нефтегазоносности карбонатных пластов венд-нижнекембрийских карбонатных отложений центральных районов Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Геология нефти и газа. – 2023. – № 5. – С. 53–73.
3. Кусов Б.Р. Причины аномально низких термобарических параметров некоторых залежей УВ в Восточной Сибири / Б.Р. Кусов // Недропользование XXI век. – 2014. – № 14. август 2014 г. – С. 78–80.
4. Черепанова Н.А., Кочетов А.В., Тагиров К.Д., Кревер А.С., Иванов Е.Н., Копылов А.В. Обоснование применимости технологий выравнивания профиля приемистости в терригенных коллекторах Восточной Сибири / Кочетов А.В., Кревер А.С., Иванов Е.Н., Копылов А.В. // Нефтяное хозяйство. – 2023. – №7. – С. 26–30.
5. «Роснефть» повышает нефтеотдачу в Якутии»
