Результаты исследований водоизоляционного состава на керновой модели слоисто-неоднородного пласта

UDK: 622.276.6
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-11-118-121
Ключевые слова: водоизоляционный состав, слоисто-неоднородный пласт, выравнивание профиля приемистости, перераспределение фильтрационных потоков, кольматация, трехслойная модель пласта, коэффициент вытеснения нефти (КИН)
Авт.: Е.А. Гладких, Г.П. Хижняк (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Высокая дифференциация проницаемости по разрезу пласта часто является причиной преждевременного обводнения высокопроницаемых прослоев. В результате фильтрационный поток практически полностью устремляется в обводнившиеся прослои, при этом вытеснение нефти из менее проницаемых участков разреза значительно замедляется или прекращается полностью. Итогом являются потеря значительного количества подвижных запасов и низкий коэффициент извлечения нефти. Для решения этой проблемы применяются технологии, которые в зависимости от назначения обрабатываемой скважины именуются технологиями выравнивания профиля приемистости или изоляции водопритоков. Суть этих технологий заключается в перераспределении фильтрационных потоков путем отключения интервалов поглощения (поступления) воды закачкой тампонажных растворов, химических реагентов – гелей, различных кольматантов и др.

Приведены результаты фильтрационных испытаний на керне водоизоляционного состава, предназначенного для обработки добывающих и нагнетательных скважин, эксплуатирующих слоисто-неоднородный пласт. Водоизоляционная способность состава основана на взаимодействии реагента с высоко минерализованными растворами хлоридов кальция или магния с образованием осадка в поровом пространстве и его кольматацией. Благодаря хорошей подвижности состав проникает сначала в наиболее проницаемый обводнившийся прослой, отключает его и затем проникает в менее проницаемый прослой. Совместимость состава с нефтью позволяет проводить обработку единым фильтром. Фильтрационные испытания выполнены с использованием трехслойных керновых моделей, моделирующих слоисто-неоднородный пласт для условий добывающей и нагнетательной скважин. Исследования показали высокую эффективность состава для перераспределения фильтрационных потоков, особенно в условиях нагнетательной скважины. Применение состава привело к дополнительному вытеснению нефти, прирост коэффициента вытеснения для моделей пласта составил 0,25-0,30.

Список литературы

1. Строганов М.А. Технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с применением кремнийорганических тампонажных материалов группы АКОР // Нефть. Газ. Инновации. – 2016. – № 4. – С. 69–73.

2. Абилхаиров Д.Т., Альмухаметова Э.М., Владимиров И.В. Результаты внедрения технологии выравнивания профиля приемистости с применением Геллана в качестве тампонирующего агента // Нефтегазовое дело. – 2017. – Т. 15. – № 1. – С. 65–69.

3. Хасанов И.М. Результаты применения технологий по выравниванию профилей приемистости (ВПП) нагнетательных скважин на месторождениях АО «Варьеганнефтегаз» // Нефть. Газ. Инновации. – 2015. – № 7. – С. 28–33.

4. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами / С.В. Усов, О.П. Тень, С.А. Рябоконь [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1991. – № 7. – С. 41–42.

5. Применение методов выравнивания профиля приемистости и притока на основе закачки полимерных систем / А.С. Шишлов, Р.Х. Усманов, М.А. Азаматов, Н.В. Кудлаева // Георесурсы. – 2010. – № 1(33). – С. 27–30.

6. Эффективность применения водогазовых смесей для повышения нефтеотдачи и перераспределения фильтрационных потоков / Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, Е.А. Гладких [и др.] // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. –Т. 15. – № 18. – С. 42–52.

7. Хижняк Г.П., Амиров А.М., Гладких Е.А. Моделирование водогазового воздействия в слоисто-неоднородном коллекторе // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 6. – С. 104–107.

8. Результаты лабораторных исследований по полимерному вытеснению нефти / Г.П. Хижняк, Н.Ю. Балуева, В.А. Мордвинов, И.Р. Юшков // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2006. – Т. 5. – № 1. – С. 122–125.

9. Результаты исследований по определению коэффициента вытеснения нефти с применением биополимера БП-92 / Г.П. Хижняк, А.В. Распопов, В.А. Мордвинов, И.Р. Юшков // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2006. – Т. 5. – № 1. – С. 126–131.

10. Термополимерные технологии разработки сложнопостроенных месторождений вязких и высоковязких нефтей в карбонатных коллекторах / С.Ю. Борхович, Д.К. Холмогорова, Е.А. Васильева, А.С. Яцковская // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – Т. 11. – № 2. – С. 95–104.

11. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Поплыгина И.С. Варианты полимерного заводнения залежи с высоковязкой нефтью // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – Т. 14. – № 14. – С. 39–51.

12. Вежнин С.А., Нечаев В.К. Применение технологии плазменно-импульсного воздействия для выравнивания профиля приемистости // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 5. – С. 94–95.



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.