К 2010 году применяемые в компании методы ОВП — прежде всего обычные цементные заливки — утратили свою эффективность, в связи с чем было принято решение о проведении ОПР по ОВП с применением новых технологий на скважинах действующего фонда ОАО «Оренбургнефть» в 2010 году.

План предусматривал выполнение 10 операций (+1 оценка технического состояния ЭК) с целью отработать новые технологии по ОВП. В основном все работы проводились на месторождениях НГДУ «Бузулукнефть» подрядчиками «РИТЭК-ЭНПЦ» и «ГеоТехноКин» (ГТК) и завершились в апреле 2010 года. Итогом проекта стал среднегодовой прирост дебита нефти на уровне 14,1 т/сут и PI=3,67.Между тем поиск новых эффективных технологий по ограничению водопритока продолжался, и в регион был приглашен новый поставщик технических решений по ОВП — компания Halliburton. Стоимость работ с использованием составов нового поставщика оказалась на 20% выше, тем не менее в силу технологических отличий мы решили перераспределить бюджет ОВП и провести 10 таких операций по ОВП на скважинах действующего фонда.

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ОВП HALLIBURTON

В качестве эффективной технологии селективного ОВП Halliburton предлагает модификатор фазовой проницаемости WaterWeb. Технология основана на использовании уникальных химических свойств полимеров, способствующих разделению нефти и воды в коллекторе, обеспечивая при этом беспрепятственный приток углеводородов и снижение обводненности продукции (рис. 1, 2).

Фактически с помощью технологии WaterWeb создается барьер, который удерживает воду в одних пропластках и в то же время позволяет свободно проходить нефти или газу по остальным пропласткам (см. «Условия и цели применения WaterWeb»). Состав WaterWeb работает за счет адсорбции на поверхности породы и снижения проницаемости по воде в 7–10 раз больше, чем по углеводородам.

Так, в ходе лабораторных испытаний проницаемость по нефти нефтенасыщенного керна после обработки составом WaterWeb увеличилась на 7%, а водонасыщенного керна по воде — уменьшилась на 98% (рис. 3).

Для РИР по устранению ЗКЦ и изоляции водоносных участков мы внедрили технологию Halliburton под названием BackStop. В основе данной технологии лежит применение раствора, полученного в результате использования химреагента Н2Zero компании Halliburton с добавками понизителя фильтрации.

В составе химреагента применяется совершенно новая полимерная система с отличным потенциалом ограничения поступления воды. Эта система формируется на основе сшитого полимера, загущенного органическими веществами. Во время закачки и задавки в пласт частицы понизителя фильтрации, содержащиеся в системе BackStop, образуют отклоняющую поток фильтрационную корку, что в результате обеспечивает однородное и неглубокое размещение полимера. Полимер задавливается в пласт на расстояние 6–7 см и образует после затвердевания гидроизоляцию близкорасположенных водоносных горизонтов.

В отличие от метода цементирования в данном случае используется принцип контролируемой фильтрации и загустевания реагента для изоляции пласта. Раствор под давлением закачивается во все открытые перфорационные отверстия, а в процессе распространения в ПЗП происходит его саморегулируемое перераспределение (эффект потокоотклонения).

После задавки BackStop можно провести повторное перфорирование нефтеи газоносных зон (рис. 4). Причем в этом случае не требуется разбуривание технологических остатков раствора в стволе скважины, как при цементировании, — состав удаляется из ствола скважины гидромониторным размывом.

Еще одно преимущество состава — отсутствие необходимости в разобщении пластов, как того требовали бы стандартные технологии селективной изоляции.

БУРОВОЙ ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР

И, наконец, последняя из недавно внедренных у нас технологий — буровой тампонажный раствор на углеводородной основе (БТРУО). Это дизель-цемент (микроцемент), основное назначение которого заключается в ОВП и ликвидации ЗКЦ.

Раствор применим в терригенных и карбонатных коллекторах нефтяных и газовых месторождений с проницаемостью не менее 80 мкм² и пластовой температурой до 160°С.

Среди достоинств раствора можно выделить, вопервых, селективность проникновения; во-вторых, высокие прочностные характеристики (предел прочности 4 МПа, на сжатие — 15 МПа); в-третьих, отсутствие отрицательного влияния на нефтенасыщенную часть пласта; и, наконец, простоту технологического процесса (рис. 5).

УСПЕШНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ

Мы оценили успешность работ «РИТЭК-ЭНПЦ» и ГТК по 20 скважинам (рис. 6).

ГТК провел три скважино-операции по отключению отдельных интервалов, и на всех мы получили прирост — фактически 100%-ный результат. Из двух скважин «РИТЭК-ЭНПЦ» по одной результат оказался неудачным.

По ликвидации заколонных перетоков успешность ГТК в целом составила 60% по пяти скважинам. По этому же направлению с использованием технологий Halliburton «РИТЭК-ЭНПЦ» удалось добиться 75%-ного результата, что довольно неплохо.

Для ОВП подрядчик ГТК применял в основном дизель-цемент (ОВП_д) с успешностью 75%. Фирма «РИТЭК-ЭНПЦ» с успешностью 50% использовала инертные эмульсии.

Оценивали мы также эффективность и по типам коллекторов, которых на наших месторождениях встречается два типа — карбонатные и терригенные (рис. 7). Как мы видим, успешность работ составила 66,7 и 75% соответственно, что для наших условий можно считать хорошим подтверждением эффективности операций. При этом особенно успешными оказались операции ГТК в терригенных породах (рис. 8).

АНАЛИЗ РАБОТ ПО ОВП

Технология проведения РИР для каждой скважины подбиралась индивидуально.

Технология ОВП с использованием дизель-цемента «ГеотехноКИН» хорошо показала себя на терригенных коллекторах бобриковского горизонта Покровского и Бобровского месторождений. Данная технология применима в терригенных коллекторах, где наблюдается чередование проницаемых песчаников и непроницаемых глинистых пропластков.

Технология по селективной изоляции водопритока с использованием инвертной нефтесиликатной эмульсии «РИТЭК-ЭНПЦ» успешно применена на карбонатных коллекторах башкирского яруса Покровского месторождения.

Для отключении отдельных водонасыщенных пропластков и ликвидации заколонной циркуляции жидкости снизу успешной оказалась технология поэтапных РИР: вначале производится отсыпка водонасыщенного интервала или ЗКЦ песком, производится «временная изоляция» по нефтенасыщенной части пласта закачиванием меловой композиции, затем про-изводится вымыв песка и отключение водонасыщенной части пласта или заколонного перетока пластиковым композиционным составом «РИТЭК-ЭНПЦ». При наличии ЗКЦ с верхнего пласта отсыпается основной пласт песком и производится РИР жидким стеклом ГТК или пластиком РИТЭК, после чего разбуривается цементный или пластиковый мост и вымывается песок.

По результатам реализации проектов ОВП за 12 месяцев неуспешными были признаны шесть скважино-операций. Две скважины — на Покровском м/р (проведены ОТС ЭК) и по одной скважине — на четырех месторождениях: Бобровском, Пронькинском, Герасимовском и Курманаевском (не достигнуты запланированные приросты, снижение эффективности).

Основной причиной неуспеха операций стала невозможность ликвидации заколонных перетоков (из шести скважин на пяти остается ЗКЦ).

По остальным скважинам эффект по состоянию на начало апреля 2011 года продолжается (табл.).