Уметбаев Виль Гайсович Главный научный сотрудник ОАО «Научно-производственная фирма «Геофизика»

Целей совместного проекта ОАО «Томскнефть» ВНК и ООО «РН-УфаНИПИнефть» по селективному ОВП было несколько. С технической точки зрения важно было вовлечь в работу низкопроницаемые недренируемые участки ПЗП, а также изолировать промытые водонасыщенные участки пластов и пропластки. Решение этих задач должно было обеспечить прирост дебита нефти не менее 5 т/сут на скважину и в целом увеличение дебита нефти действующего фонда скважин с обводненностью более 90% не менее чем на 25%.

В рамках проекта планировалось испытать две технологии ограничения ПДВ — селективную изоляцию обводнившихся пропластков полимерными композициями и ликвидацию ЗКЦ с использованием пакеровретейнеров.

В свою очередь, для подбора скважин-кандидатов мы использовали критерии, призванные обеспечить экономическую эффективность проекта (табл. 1).

ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЙ

Материалы и технологии их закачивания должны были обеспечивать высокую фильтруемость в пласт, достаточной для закачки не менее 50 м³ состава. При этом конечное давление продавки состава не должно было превышать 100 атм, так как предусматривалось последующее докрепление цементным раствором.

Кроме того, мы определили регулируемую вязкость состава на уровне 0,02–0,5 Па×с (для несшитого) и 5–100 Па×с (для сшитого) с возможностью контроля параметров закачивания (давление, расход, температура).

С учетом данных требований в качестве тампонажных растворов для проведения работ по селективной изоляции обводнившихся пропластков были выбраны полимерные композиции на основе различных полиакриламидов (ПАА), а для проведения работ по ликвидации ЗКЦ с использованием пакеров-ретейнеров — цементные растворы с различными наполнителями.

ФОНД СКВАЖИН

В соответствии с указанными выше критериями мы подобрали 10 скважин-кандидатов для проведения ОПР. После обработки всего целевого фонда скважин были определены две основные группы скважин-кандидатов: скважины, эксплуатирующие объект АВ1 Советского месторождения (пласт характеризуется высокой расчлененностью, основная причина обводнения — фронт нагнетаемых вод), и скважины Вахской группы месторождений, источником обводнения в которых, как правило, является заколонный переток из нижележащего водоносного пласта. На момент остановки этих скважин обводненность достигла 95% и более.

ТЕСТИРОВАНИЕ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ

Перед выполнением работ специалисты лаборатории ООО «РН-УфаНИПИнефть» проводили тестирование тампонажных материалов и исследование рецептуры полиакриламидного геля, планируемого к применению при проведении водоизоляционных работ по технологии ЗАО НПП «Гелий».

В ходе тестирования определялись, во-первых, реологические параметры исходного раствора; во-вторых, кинетика образования геля из раствора; и, наконец, реологические параметры образованного геля.

С целью приближения к реальным условиям проведения работ моделировали постепенный разогрев полимерного состава до температуры пласта (рис. 1).

Из рисунка видно, что при гелировании значительно увеличивается эффективная вязкость состава, т.е. сшивание происходит эффективно. Кроме того, система приобретает новые структурно-механические свойства — появляется предельное напряжение сдвига, препятствующее выносу состава.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Основной объем работ по проекту (9 скважин из 10) пришелся на сокращение объемов ПДВ (табл. 2).

Технологической эффективности удалось достичь в четырех скважинах из пяти по пласту АВ1 и в двух скважинах из четырех по пласту Ю1 (2+3) и Ю3 (1+2). В результате проведенных работ дополнительная добыча нефти на 1 января 2011 года составила 3,1 тыс. т.

Таким образом, по результатам проведенных работ для условий месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК была успешно опробована технология ограничения водопритока гелеобразующими составами и определен оптимальный объем закачиваемого состава — 4 м³ на 1 м перфорированной толщи продуктивного пласта.