Рассмотрены подходы к проведению ремонтно-изоляционных работ для снижения обводненности продукции добывающих скважин на Западно-Хоседаюском месторождении Центрально-Хорейверского поднятия. Месторождение характеризуется повышенной вязкостью нефти (12-13 мПа∙с) и средней пластовой температурой 70 °С. Основным продуктивным объектом является карбонатный пласт D3fmIII, со смешанной смачиваемостью и высокой минерализацией воды (до 210 кг/м3). Результаты анализа разработки и промысловых исследований показали, что для многих скважин наблюдается рост обводненности вследствие подтягивания конуса подошвенной воды, в том числе по высокопроницаемым кавернозным участкам пласта. Для решения проблемы конусообразования рассмотрены композиции на основе полимеров и неорганических компонентов. Для проведения работ выбраны термотропные гелеобразующие составы на основе неорганических солей алюминия, гелеобразование которых протекает в результате разложения вспомогательного компонента - карбамида в пластовых условиях с образованием прочного гелевого экрана. Проведен анализ физико-химических свойств выбранных составов. Фактор остаточного сопротивления по воде (относительное снижение подвижности после образования геля) составил от нескольких единиц (для неоднородной среды, насыщенной нефтью) до 3-4 тыс. (для высокопроницаемых каналов фильтрации). Определены основные параметры для моделирования устойчивости гелевых экранов и их проницаемости для воды и нефти. Полученные лабораторные данные использованы для расчетов предельного перепада давления и режима работы с использованием аналитических методик, а также линейных и радиальных односкважинных гидродинамических моделей.
В 2019 - 2021 г. на Западно-Хоседаюском месторождении выполнено 17 операций для изоляции притока подошвенной воды из пласта D3fmIII. Выбор скважин-кандидатов проводился на основании анализа неоднородности геологических данных по скважинам, а также с использованием диагностических графиков. Работы проводились через специальные отверстия в подошвенной части пласта. Объем закачки составлял от 350 до 500 м3. В большинстве скважин после проведения изоляционных работ наблюдалось снижение обводненности, накопленная дополнительная добыча нефти составила 106 тыс. т., средний удельный прирост дебита нефти – 18,1 т/сут. Полученные результаты свидетельствуют о перспективности применения предложенной схемы работ на других месторождениях с подобными свойствами.
Список литературы
1. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1981. – 232 с.
2. Земцов Ю.В. Развитие и совершенствование ремонтно-изоляционных работ на месторождениях Западной Сибири. – СПб.: Недра, 2014. – 319 c.
3. Kabir H. Chemical Water & Gas Shutoff Technology – An Overview // SPE-72119-MS. – 2001. - DOI: 10.2118/72119-MS
4. Байкова Е.Н., Муслимов Р.Х. Опыт применения технологий ограничения водопритока и ремонтно-изоляционных работ в трещиноватых карбонатных коллекторах // Георесурсы. – 2016. – Т. 8. - №3 Ч.1 – С. 175-185. - DOI: 10.18599/grs.18.3.6
5. Development of Approach to Modelling Complex Structure Carbonate Reservoirs using Example of the Central Khoreyver Uplift Fields / E V. Yudin, R.D. Bagmanov, M.M. Khairullin [et al.] // SPE-187811-MS. – 2017. - DOI: 10.2118/187811-MS
6. Федоров К.М., Печерин Т.Н. Сравнительная эффективность методик диагностики причин обводнения продукции // Известия вузов. Нефть и газ. – 2009. - №4. – С. 49–58.
7. Yortsos Y.C., Choi Y., Shah P.C. Analysis and Interpretation of the Water-Oil Ratio in Waterfloods // SPE-38869-MS. – 1997. - DOI: 10.2118/38869-MS
8. Vasquez J., Curtice R. A Shallow-Penetration Polymer Sealant for Water and Gas Control: Case Histories and Lessons Learned After More Than 250 Well Interventions // SPE-174276-MS. – 2015. - DOI: 10.2118/174276-MS
9. Mitigation of Formation Damage Caused by Chemical Overdosing in Water Shut-Off Treatments / I. Lakatos, G. Szentes, M. Toro [et al.] // SPE-199292-MS. – 2020. - DOI: 10.2118/199292-MS
10. Portwood J.T. The Kansas Arbuckle Formation: Performance Evaluation and Lessons Learned From More Than 200 Polymer-Gel Water-Shutoff Treatments // SPE-94096-MS. – 2005. - DOI: 10.2118/94096-MS
11. Water Shutoff and Zonal Isolation for High Permeability Depleted Reservoir Using Organically Crosslinked Polymer Sealant System / N. Al-Azmi, S. Al-Sabea, A.-E. Abdullah [et al.] // SPE-201577-MS. – 2020. - DOI: 10.2118/201577-MS
12. Application of Specially Designed Polymers in High Water Cut Wells- A Holistic Well-Intervention Technology Applied in Umm Gudair Field, Kuwait / A. A. Al-Azmi, T.A. Al-Yaqout, D.Y. Al-Jutaili [et al.] //– SPE-200957-MS. – 2021. – DOI: 10.2118/200957-MS
13. Алтунина Л.К. Физико-химические технологии с применением золей, гелей и композиций ПАВ для увеличения нефтеотдачи месторождений на поздней стадии разработки / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, И.В. Кувшинов // Георесурсы. – 2014. – № 4(59). – С. 20–27.
14. Макаршин С.В. Оценка возможностей применения гелей на основе солей алюминия для регулирования фильтрационных потоков в карбонатных коллекторах / С.В. Макаршин, Т.С. Рогова, Ю.А. Егоров [и др.] // Тр. ин-та / ВНИИнефть. – 2016. – Вып. 155. – С. 22–36.
15. Подходы к решению задач по повышению эффективности ремонтно-изоляционных работ / И.З. Муллагалин, В.А. Стрижнев, А.Т. Хамитов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 12. – С. 31–37.
