Испытания гелеобразующего состава на полимерной основе для выравнивания профиля приемистости в условиях месторождений Восточной Сибири

UDK: 622.276.43:678

DOI: 10.24887/0028-2448-2026-1-40-45

Ключевые слова: физико-химические методы увеличения нефтеотдачи (ФХ МУН), выравнивание профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин, Восточная Сибирь, высокая минерализация пластовых вод, низкая температура пласта, неоднородность коллектора, опытно-промысловые испытания (ОПИ), однокомпонентный полимерный гелеобразующий состав (ОПГС)

Авт.: А.В. Кобяшев (ООО «РН-Геология Исследования Разработка», ОГ ПАО «НК «Роснефть»); В.А. Захаренко (ООО «РН-Геология Исследования Разработка», ОГ ПАО «НК «Роснефть»); В.В. Мазаев, к.т.н. (ООО «РН-Геология Исследования Разработка», ОГ ПАО «НК «Роснефть»); Р.Р. Валеев, к.г.-м.н. (АО «Верхнечонскнефтегаз», ОГ ПАО «НК «Роснефть»; Институт земной коры СО РАН); Р.Д. Стрекаловский (АО «Верхнечонскнефтегаз», ОГ ПАО «НК «Роснефть»); Ф.К. Мингалишев (ООО «РН-БашНИПИнефть», ОГ ПАО «НК «Роснефть»); Н.А. Морозовский, к.т.н. (ПАО «НК «Роснефть»); А.П. Терещенко (ГК «Миррико»)

На опытных участках одного из месторождений Восточной Сибири проведены опытно-промысловые испытания (ОПИ) однокомпонентного полимерного гелеобразующего состава с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличения нефтеотдачи. Участки пласта характеризуются высокими проницаемостью и неоднородностью, что вызывает преждевременные прорывы закачиваемой воды к добывающим скважинам. Выбор технологии воздействия на пласт с использованием однокомпонентного гелеобразующего состава выполнен на основании результатов лабораторных исследований в свободных объемах и фильтрационных экспериментов на неоднородных высокопроницаемых моделях пласта в условиях высокой минерализации пластовых и закачиваемых вод. Установлено, что увеличение фактора сопротивления при закачке раствора реагента достигает значения 56,7, фактора остаточного сопротивления – 9,4. Максимальный прирост коэффициента вытеснения в ходе фильтрационных опытов составил 0,087. ОПИ, проведенные на трех нагнетательных скважинах, показали высокую эффективность технологии. Продолжительность технологического эффекта составила 10-12 мес, средняя удельная дополнительная добыча за календарный год – 2177 т/скв.-операцию, суммарная дополнительная добыча нефти за весь период наблюдения (13 мес) - 41,5 тыс. т. По результатам выполненных мероприятий сделан вывод о перспективности дальнейшего применения апробированного полимерного гелеобразующего состава.

Список литературы

1. Фонаков Э.С., Саттаров Р.И., Малыгин А.В. ATREN WSO – решение ГК «Миррико» для ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи // Нефтегазовая вертикаль. – 2017. – № 19 (416). – С. 80–84.

2. Результаты применения на объектах АО «Оренбургнефть» технологии выравнивания профиля приемистости на основе реагента Atren WSO / Е.Ю. Роньжин, С.А. Кудеров, А.Р. Гайнаншина [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – № 7. – С. 54–56. – EDN: ORMLTW

3. МР-01-001-01. Методика оценки технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов. – М.: Минэнерго России, 2003.

4. РД-153-39.1-004-96. Методическое руководство по оценке технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи. – М.: Минэнерго России, 1996.

5. Методика верификации технологической эффективности физико-химических методов увеличения нефтеотдачи / Н. Морозовский, Р. Каневская, Д. Юлмухаметов [и др.] // SPE-191573-18RPTC-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/191573-18RPTC-MS