Сетевое издание

Современные проблемы науки и образования

ISSN 2070-7428

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 1,006

Контроль методов выравнивания профиля приемистости (ВПП) выполняется проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ) по определению изменений в профиле до и после воздействия на пласт. Оценка эффективности работ по воздействию на околоствольную зону нагнетательных скважин проводилась сравнением профилей приемистости до и после ВПП.

Технология ВПП ориентирована на перераспределение гидродинамических потоков из высокопроводящей части коллектора в зону с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). В процессе ВПП происходит замедление движения жидкости в высокопроводящей зоне и подключение в разработку слабо дренируемых пропластков. Средняя продолжительность эффекта ВПП 7–10 месяцев. Затем профиль приемистости возвращается в состояние, близкое к начальному.

Рис.1. Оценка технологической эффективности по ПГИ на скважине №5187/515 Вынгапуровского месторождения, пласт БВ8

На скважине № 5187/515 Вынгапуровского месторождения работы по ВПП проводились в сентябре 2012 г. закачкой вязко-упругого состава (ВУС) в объеме 500 м3. На рис.1 показано изменение профиля по ПГИ от 25.06.2009 г. и 14.02.2014 г., после обработки в работу подключились все пропластки, работающая толщина увеличилась почти вдвое, характеризуется равномерностью поглощения. Дополнительная добыча нефти от ВПП составила 230 т. На скважине № 5148/513 Вынгапуровского месторождения работы по ВПП проводились в августе 2010 г. по технологии закачкой ВУС и волокнисто-дисперсного состава (ВДС) в объеме - 600 м3.

На рис.2 показано изменение профиля по ПГИ от 27.03.2008 г. и 16.06.2012 г. В результате обработок нижняя, наиболее промытая часть пласта отключилась. В верхней части произошло подключение ранее недренируемого пропластка и перераспределение по вертикали. Дополнительная добыча нефти от ВПП составила 532 т.

Рис. 2. Оценка технологической эффективности по ПГИ на скважине № 5148/513 Вынгапуровского месторождения, пласт БВ8

На скважине №51/1 Чатылькинского месторождения обработки по ВПП проводились в марте 2013 г. путем закачки гелеобразующих составов (ГОС) в объеме - 600 м3 и в феврале 2014 г. ГОС+ВУС в объеме 600 м3. На рис.3 представлены профили приемистости в качественном и количественном виде – с процентным распределением по интервалам от 04.03.2012 г. и 25.03.2014 г. В результате профиль работы пласта изменился значительным образом: при неизменной действующей толщине произошло перераспределение поглощения в верхнюю часть разреза. Дополнительная добыча нефти от ВПП составила соответственно 328 и 172 т.

На скважине № 14/7 Среднеитурского месторождения обработки по ВПП проводились в августе 2008 г. путем закачки сшитых полимерных систем (СПС) в объеме 425 м3, в октябре 2010 г. закачкой волокнисто-дисперсных полимерных систем (ВДПС) в объеме 900 м3 и в июне 2011 г. закачкой ВУС в объеме 600 м3. В результате обработок произошло поинтервальное перераспределение закачки воды, прекратился уход воды ниже интервала перфорации (рис. 4). Дополнительная добыча нефти от ВПП составила соответственно 655; 87 и 108 тонн.

Рис. 3. Оценка технологической эффективности по ПГИС на скважине № 51/1 Чатылькинского месторождения, пласт СГ1-2

Рис. 4. Оценка технологической эффективности по ПГИ на скважине №14/7 Среднеитурского месторождения, пласт БС10

Рис. 5. Оценка технологической эффективности по ПГИ на скважине №1009/21 Спорышевского месторождения, пласт ПК19

На рис. 5 показаны профили приемистости по скважине №1009/21 Спорышевского месторождения. Обработка по ВПП проводилась 20.03.2014 г. путем закачки ГОС в объеме 400 м3. В результате обработки в однородном пласте ПК19, характеризующемся как «монолит», произошло незначительное перераспределение потоков по профилю. Дополнительная добыча нефти от ВПП составила 48 т, эффект продолжается.

Таким образом, развитие добычи нефти в Ноябрьском регионе связано с необходимостью дальнейшего вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов с использованием физико-химических методов по выравниванию профиля приемистости, направленных на снижение обводненности продукции добывающих скважин и повышение нефтеотдачи пласта по обрабатываемому участку.

Рецензенты:

Грачев С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень;

Леонтьев С.А., д.т.н., профессор, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.