Изоляция водопритоков
на Арланском месторождении
на Арланском месторождении
Шайдуллин В.А., Михайлов Д.С., Вагизов А.М.,
Тимерханов Р.Ф., Даутов Р.З., Якупов Р.Ф.
Уфимский филиал ООО «РН-ПД»,
Филиал ООО «РН-ГИР» в городе Уфе – БашНИПИнефть,
ООО «Башнефть-Добыча», Институт нефти и газа УГНТУ
Тимерханов Р.Ф., Даутов Р.З., Якупов Р.Ф.
Уфимский филиал ООО «РН-ПД»,
Филиал ООО «РН-ГИР» в городе Уфе – БашНИПИнефть,
ООО «Башнефть-Добыча», Институт нефти и газа УГНТУ
Статья посвящена актуальной проблеме повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ по ограничению водопритока в условиях терригенных коллекторов Арланского месторождения. В статье рассматриваются геолого-физические особенности терригенных бобриковских отложений месторождения, характеризующиеся высокой проницаемостью и наличием подстилающих вод, приводящих к преждевременному обводнению скважин. Авторы анализируют мировой опыт применения различных технологий и составов для изоляции конусов подошвенной воды, акцентируя внимание на опыте применения полимерных и силикат-гелевых систем, а также коллоидных дисперсных гелей. Особое внимание уделяется изучению существующих вызовов при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) по ограничению водопритока (ОВП), включая защиту продуктивной части пласта от кольматации и снижение поглощений перед проведением скважинных операций. Целью исследования является подбор оптимальных методов изоляции водопритока, учитывающих уникальные геологические характеристики Арланского месторождения, а также разработка эффективных дизайнов закачки составов через существующий интервал перфорации и специальные отверстия. Предложена комплексная методика выбора технологии, учитывающая схему вскрытия пласта, и подтверждена ее эффективность промысловыми испытаниями. Анализ технологии включает оценку эффективности применения данных составов в различных геологических условиях и схемах вскрытия пласта.
Введение
Значительные запасы терригенных объектов нефтяных месторождений Республики Башкортостан, расположенных в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, в частности, Арланского месторождения, часто характеризуются наличием подошвенных вод, что приводит к формированию так называемого «конуса обводнения». Этот феномен обусловлен вертикальным градиентом давления, вызывающим деформацию водонефтяного контакта (ВНК) [1, 2]. Конусообразование приводит к преждевременному обводнению и увеличению затрат на подъем жидкости. В связи с этим, РИР по ОВП становятся ключевым методом поддержания производительности скважин и повышения нефтеотдачи.
Использование неселективных изолирующих составов для борьбы с притоком подстилающей воды в монолитном пласте делает актуальным вопрос защиты его продуктивной нефтенасыщенной части.
Целью исследования является совершенствование методов выработки трудноизвлекаемых запасов в промытых зонах терригенных коллекторов.
Для достижения поставленной цели авторами ставились следующие задачи: изучение геолого-физических характеристик бобриковских отложений Арланского месторождения, обзор мирового опыта водоизоляции конусов на терригенных монолитных коллекторах, подбор и обоснование составов РИР ОВП с учетом геологических особенностей исследуемого объекта, сравнительный анализ и оценка эффективности применения подобранных вариантов (дизайнов) закачки.
Использование неселективных изолирующих составов для борьбы с притоком подстилающей воды в монолитном пласте делает актуальным вопрос защиты его продуктивной нефтенасыщенной части.
Целью исследования является совершенствование методов выработки трудноизвлекаемых запасов в промытых зонах терригенных коллекторов.
Для достижения поставленной цели авторами ставились следующие задачи: изучение геолого-физических характеристик бобриковских отложений Арланского месторождения, обзор мирового опыта водоизоляции конусов на терригенных монолитных коллекторах, подбор и обоснование составов РИР ОВП с учетом геологических особенностей исследуемого объекта, сравнительный анализ и оценка эффективности применения подобранных вариантов (дизайнов) закачки.
Геолого-физические особенности объекта ТТНК Арланского месторождения
Арланское месторождение включает два основных объекта разработки: терригенную толщу нижнего карбона (ТТНК) и каширо-подольские карбонатные отложения (КПО).
Тематика работы посвящена объекту разработки ТТНК. Объект является ключевым по добыче нефти за год (54,6 %) и накопленной добыче (95 %), выделены семь продуктивных пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами. Пласты распределены неравномерно по площади и объединены в три пачки — верхнюю, среднюю и нижнюю [3]. Верхняя пачка содержит высокопроницаемые пласты C1tl.1, C1tl.2, C1tl.3 (среднее значение 1,130 мкм2). Средняя пачка представлена среднепроницаемыми пластами C1tl.4, C1tl.4.0, C1tl.5 и C1tl.6 (среднее значение 0,465 мкм2), которые характеризуются высокой степенью литологической неоднородности. Нижняя пачка состоит из одного высокопроницаемого пласта C1rd-bb (среднее значение 1,379 мкм2), характеризуется активным аквифером, влиянием подстилающей воды и высокой вязкостью нефти (среднее значение 7,5 мПа·с), средняя нефтенасыщенная толщина составляет 5,2 м.
Необходимо отметить, что фонд исследуемого объекта на 9 % состоит из высокодебитных добывающих скважин (от 300 и более м3/сут) с активным аквифером. Кроме того, представленные скважины вносят доминирующий вклад в общий дебит жидкости по объекту ТТНК, достигающий порядка 48 %.
Нефтяные залежи ТТНК характеризуются повышенной вязкостью и плотностью нефти, что обусловлено, прежде всего, высоким содержанием смолистых веществ и асфальтенов. Эта аномалия наиболее ярко проявляется в зонах, примыкающих к водонефтяному контакту (ВНК) [4], особенно в залежах с обширной площадью контакта и подошвенной водой.
Тематика работы посвящена объекту разработки ТТНК. Объект является ключевым по добыче нефти за год (54,6 %) и накопленной добыче (95 %), выделены семь продуктивных пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами. Пласты распределены неравномерно по площади и объединены в три пачки — верхнюю, среднюю и нижнюю [3]. Верхняя пачка содержит высокопроницаемые пласты C1tl.1, C1tl.2, C1tl.3 (среднее значение 1,130 мкм2). Средняя пачка представлена среднепроницаемыми пластами C1tl.4, C1tl.4.0, C1tl.5 и C1tl.6 (среднее значение 0,465 мкм2), которые характеризуются высокой степенью литологической неоднородности. Нижняя пачка состоит из одного высокопроницаемого пласта C1rd-bb (среднее значение 1,379 мкм2), характеризуется активным аквифером, влиянием подстилающей воды и высокой вязкостью нефти (среднее значение 7,5 мПа·с), средняя нефтенасыщенная толщина составляет 5,2 м.
Необходимо отметить, что фонд исследуемого объекта на 9 % состоит из высокодебитных добывающих скважин (от 300 и более м3/сут) с активным аквифером. Кроме того, представленные скважины вносят доминирующий вклад в общий дебит жидкости по объекту ТТНК, достигающий порядка 48 %.
Нефтяные залежи ТТНК характеризуются повышенной вязкостью и плотностью нефти, что обусловлено, прежде всего, высоким содержанием смолистых веществ и асфальтенов. Эта аномалия наиболее ярко проявляется в зонах, примыкающих к водонефтяному контакту (ВНК) [4], особенно в залежах с обширной площадью контакта и подошвенной водой.
Мировой опыт изоляции конусов подошвенной воды в терригенных монолитных коллекторах
На сегодняшний день разработано и запатентовано множество технологий РИР, однако, несмотря на достигнутые успехи в этой области, многие аспекты изоляции конуса обводнения остаются недостаточно изученными. В большинстве случаев это объясняется сложностью и разнообразием геологических условий нефтяных месторождений [5].
В работе [6] представлена реализация технологии изоляции конусообразования для эффективного снижения добычи воды и максимального рентабельного продления срока службы скважин. Данная технология основана на закачке двух специальных водоизолирующих органически сшитых полимерных составов (СПС), выравнивающих профиль притока. Первый состав является маловязкой гелеобразующей системой, что позволяет закачивать его глубоко в матрицу пласта до того, как СПС претерпит фазовый переход от жидкости к трехмерной гелевой структуре. Второй же состав аналогичен первому, однако дополнительно включает в себя армирующие частицы для закрепления в ПЗП. Методика применения предполагает точечную закачку первого состава в уже имеющиеся прострелянные специальные отверстия над ВНК, и также закачку второго состава в интервал перфорации (ИП) для его временного блокирования. Применение указанных составов на 10 скважинах в Кувейте (группа месторождений Большой Бурган) привело к снижению обводненности в среднем на 80 % и суммарному увеличению добычи нефти на 320 т/сут. Стоит отметить, что закачка второго состава в продуктивный интервал для его временного блокирования, позволила сохранить коллекторских свойств пласта и избежать кольматации пласта.
В работе [6] представлена реализация технологии изоляции конусообразования для эффективного снижения добычи воды и максимального рентабельного продления срока службы скважин. Данная технология основана на закачке двух специальных водоизолирующих органически сшитых полимерных составов (СПС), выравнивающих профиль притока. Первый состав является маловязкой гелеобразующей системой, что позволяет закачивать его глубоко в матрицу пласта до того, как СПС претерпит фазовый переход от жидкости к трехмерной гелевой структуре. Второй же состав аналогичен первому, однако дополнительно включает в себя армирующие частицы для закрепления в ПЗП. Методика применения предполагает точечную закачку первого состава в уже имеющиеся прострелянные специальные отверстия над ВНК, и также закачку второго состава в интервал перфорации (ИП) для его временного блокирования. Применение указанных составов на 10 скважинах в Кувейте (группа месторождений Большой Бурган) привело к снижению обводненности в среднем на 80 % и суммарному увеличению добычи нефти на 320 т/сут. Стоит отметить, что закачка второго состава в продуктивный интервал для его временного блокирования, позволила сохранить коллекторских свойств пласта и избежать кольматации пласта.
Рассмотрен опыт применения полимерного состава на основе гидролизованного полиакриламида (ПАА) сшитого ацетатом хрома с фенольной смолой [7, 8] для контроля конусообразования в горизонтальных скважинах на шельфе. Суть технологии на первом этапе заключалась в закачке соляного раствора (990–1 020 кг/м3) с целью его миграции в зону ВНК для последующего, на втором этапе закачки, равномерного распределения гелеобразующей массы вдоль ВНК по стволу скважины. Затем была произведена закачка продавочной жидкости для вытеснения оставшихся в стволе скважины гелирующих агентов в зону конусообразования. Данные мониторинга месторождения показали, что дебит нефти увеличился с 9,2 до 20 т/сут, средняя обводненность снизилась до 60–70 % после обработки.
Коллоидные дисперсные гели на основе ПАА, в рамках большеобъемных РИР были успешно испытаны в Аргентине, Китае, США и Колумбии. Всего была осуществлена 31 операция [9]. Полимер и сшиватель закачиваются с заданной концентрацией в ИП и вступают в реакцию с образованием геля. Однако, несмотря на многочисленные успешные полевые испытания, о которых сообщается в литературе, использование коллоидных дисперсных гелей в больших объемах часто показывало отрицательные результаты ввиду кольматации пласта, особенно в условиях низкой приемистости. Данные обработки, в свою очередь, приводили к низким ожидаемым результатам ввиду использования малого объема полимера. Это подтверждает необходимость закачки полимерных составов на основе ПАА через специальные отверстия, прострелянные в целевые водонасыщенные интервалы, либо применять селективные полимерные составы с минимальным риском кольматации нефтенасыщенной части пласта.
Коллоидные дисперсные гели на основе ПАА, в рамках большеобъемных РИР были успешно испытаны в Аргентине, Китае, США и Колумбии. Всего была осуществлена 31 операция [9]. Полимер и сшиватель закачиваются с заданной концентрацией в ИП и вступают в реакцию с образованием геля. Однако, несмотря на многочисленные успешные полевые испытания, о которых сообщается в литературе, использование коллоидных дисперсных гелей в больших объемах часто показывало отрицательные результаты ввиду кольматации пласта, особенно в условиях низкой приемистости. Данные обработки, в свою очередь, приводили к низким ожидаемым результатам ввиду использования малого объема полимера. Это подтверждает необходимость закачки полимерных составов на основе ПАА через специальные отверстия, прострелянные в целевые водонасыщенные интервалы, либо применять селективные полимерные составы с минимальным риском кольматации нефтенасыщенной части пласта.
Отечественный опыт применения технологий изоляции конусообразования в терригенных монолитных коллекторах представлен следующими видами составов:
1. Модифицированный силикат-гелевый состав (МСГС). Данный состав применяется для борьбы с конусообразованием на залежах бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения и успешно внедрен на месторождениях ОАО «Татнефть» [10]. Технология основана на приготовлении и порционно-последовательной закачке в ИП чередующихся между собой оторочек водоизолирующего состава — дисперсии древесной муки в водном растворе силиката натрия и водного раствора соляной кислоты, применяемой в качестве гелеобразователя. В среднем на одну обработку расходуется около 70 м3 водоизолирующего состава, а расход основного реагента — силиката натрия — составляет 12 м3 (16,8 т). В НГДУ «Джалильнефть» обработаны и введены в эксплуатацию 104 добывающие скважины (успешность работ — 90 %) и 46 скважин в НГДУ «Лениногорскнефть» (успешность работ — 89 %). Следует отметить, что более 30 % обработанных скважин расположены в водонефтяных зонах.
2. DSGA представляет собой синтетический водорастворимый полимер, сшитый металлсодержащим агентом. Первоначальные испытания DSGA на Самотлорском месторождении (скв. АВ4-5 и БВ8) выявили расхождение между заявленными и фактическими характеристиками полимера, в частности, его селективность в данных условиях не подтвердилась. Однако последующие исследования на Орехово-Ермаковском и Ван-Еганском месторождениях (объекты АВ1, АВ2, АВ7), а также в турнейских отложениях Ибряевского и Султангулово-Заглядинского месторождений показали более высокую эффективность [11].
Выбор оптимальной технологии изоляции конусообразования воды напрямую зависит от схемы вскрытия пласта и требует комплексного подхода (рис. 1).
1. Модифицированный силикат-гелевый состав (МСГС). Данный состав применяется для борьбы с конусообразованием на залежах бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения и успешно внедрен на месторождениях ОАО «Татнефть» [10]. Технология основана на приготовлении и порционно-последовательной закачке в ИП чередующихся между собой оторочек водоизолирующего состава — дисперсии древесной муки в водном растворе силиката натрия и водного раствора соляной кислоты, применяемой в качестве гелеобразователя. В среднем на одну обработку расходуется около 70 м3 водоизолирующего состава, а расход основного реагента — силиката натрия — составляет 12 м3 (16,8 т). В НГДУ «Джалильнефть» обработаны и введены в эксплуатацию 104 добывающие скважины (успешность работ — 90 %) и 46 скважин в НГДУ «Лениногорскнефть» (успешность работ — 89 %). Следует отметить, что более 30 % обработанных скважин расположены в водонефтяных зонах.
2. DSGA представляет собой синтетический водорастворимый полимер, сшитый металлсодержащим агентом. Первоначальные испытания DSGA на Самотлорском месторождении (скв. АВ4-5 и БВ8) выявили расхождение между заявленными и фактическими характеристиками полимера, в частности, его селективность в данных условиях не подтвердилась. Однако последующие исследования на Орехово-Ермаковском и Ван-Еганском месторождениях (объекты АВ1, АВ2, АВ7), а также в турнейских отложениях Ибряевского и Султангулово-Заглядинского месторождений показали более высокую эффективность [11].
Выбор оптимальной технологии изоляции конусообразования воды напрямую зависит от схемы вскрытия пласта и требует комплексного подхода (рис. 1).
Рис. 1. Особенности вскрытия терригенного пласта (а — вскрытие только кровельной части, б — вскрытие на весь нефтенасыщенный интервал)
При полном вскрытии нефтенасыщенного интервала наиболее эффективна закачка селективных составов (таких как МСГС или аналоги) через существующий интервал перфорации. При частичном (кровельном) вскрытии необходима закачка через специальные отверстия для точечного воздействия. Ключевым выводом, подтвержденным мировым и отечественным опытом, является недопустимость прямой объемной закачки полимерных систем (в частности, на основе ПАА) в существующий ИП из-за высокого риска его кольматации. Для успешного применения таких систем обязательным этапом является предварительное временное блокирование ИП с последующей закачкой основного состава в специально созданные каналы в водонасыщенную зону.
Выбор технологии изоляции конуса подошвенной воды с учетом вариантов вскрытия пласта на Арланском месторождении
С учетом указанных особенностей и анализа опыта по изоляции конусообразования, авторами предложены следующие полимерные составы и способы их закачки:
- для варианта 1 — закачка полимерной системы на основе низкомолекулярного ПАА с неорганическим сшивателем (ацетат хрома). После гелирования полимерная композиция представляет собой вязкоупругую систему, обладающую устойчивостью к выносу из пласта при повышенных депрессиях и влиянию высокой минерализации пластовых вод;
- в качестве альтернативного решения для варианта вскрытия 2 предлагается закачка органополисиликатного состава с использованием отвердителя в пропорциях 1:5. Композицию можно использовать для проведения селективных обработок при наличии пластовой воды с двухвалентными ионами (кальций и магний), при контакте с которыми дополнительно образуется прочный осадок. При необходимости возможна деструкция состава раствором гидроксида натрия.
Табл. 1. Фильтрационные исследования состава на основе сшитого полиакриламида
Табл. 2. Фильтрационные исследования органополисиликатного состава
По данным лабораторных исследований ПАА были получены следующие результаты:
1. Для состава на основе ПАА с ацетатом хрома наблюдается значительное снижение проницаемости по воде (в среднем до 99,06 % от начальной проницаемости образца), что свидетельствует о полной изоляции водонасыщенных каналов. Необходимо отметить выраженное снижение проницаемости по нефти (в среднем до 95,3 %), это указывает на то, что состав является неселективным - одинаково изолирующим как водонасыщенные, так и нефтенасыщенные горизонты .
2. После закачки в водонасыщенный керн органополисиликатного состава произошла закупорка образца на 99,2 % (ФОС в среднем 151). Закачиванием деструктора в данный образец удалость восстановить проницаемость лишь на 27 % (ФОС в среднем 109). В нефтенасыщенном керне произошла частичная изоляция образца со средним значением ФОС 10,06 и (после обработки деструктором) — 3,1. Доля восстановленной проницаемости после закачки деструктора в среднем составила около 31%.
1. Для состава на основе ПАА с ацетатом хрома наблюдается значительное снижение проницаемости по воде (в среднем до 99,06 % от начальной проницаемости образца), что свидетельствует о полной изоляции водонасыщенных каналов. Необходимо отметить выраженное снижение проницаемости по нефти (в среднем до 95,3 %), это указывает на то, что состав является неселективным - одинаково изолирующим как водонасыщенные, так и нефтенасыщенные горизонты .
2. После закачки в водонасыщенный керн органополисиликатного состава произошла закупорка образца на 99,2 % (ФОС в среднем 151). Закачиванием деструктора в данный образец удалость восстановить проницаемость лишь на 27 % (ФОС в среднем 109). В нефтенасыщенном керне произошла частичная изоляция образца со средним значением ФОС 10,06 и (после обработки деструктором) — 3,1. Доля восстановленной проницаемости после закачки деструктора в среднем составила около 31%.
Таким образом, полученные результаты подтверждают селективность состава для изоляции на основе органополисиликатов и, Как следствие, возможность закачки в продуктивный интервал. Композиция сшитого ПАА по результатам фильтрационных исследований не подтвердила свою селективность, поэтому в данном случае необходимо использовать подход (или вариант) с закачкой через специальные отверстия в водонасыщенную часть продуктивного горизонта.
С целью снижения влияния полимерных составов на ФЕС и снижения приемистости в обоих вариантах вскрытия пласта перед закачкой водоизолирующих составов рекомендуется применять высоковязкую водонефтяную эмульсию с добавкой специально подобранного эмульгатора с целью временного блокирования и сохранения ФЕС нефтепродуктивных интервалов пласта монолитного строения. Подобные составы широко используются для глушения скважин с наличием аномально-низких пластовых давлений [12]. Плотность инвертно-эмульсионного раствора (ИНЭР) регулируется плотностью водного раствора, который в случае необходимости корректируется добавлением соли хлорида кальция.
В рамках подбора (ИНЭР) были проведены исследования по оценке его влияния на ФЕС пласта (результаты представлены в табл. 3).
С целью снижения влияния полимерных составов на ФЕС и снижения приемистости в обоих вариантах вскрытия пласта перед закачкой водоизолирующих составов рекомендуется применять высоковязкую водонефтяную эмульсию с добавкой специально подобранного эмульгатора с целью временного блокирования и сохранения ФЕС нефтепродуктивных интервалов пласта монолитного строения. Подобные составы широко используются для глушения скважин с наличием аномально-низких пластовых давлений [12]. Плотность инвертно-эмульсионного раствора (ИНЭР) регулируется плотностью водного раствора, который в случае необходимости корректируется добавлением соли хлорида кальция.
В рамках подбора (ИНЭР) были проведены исследования по оценке его влияния на ФЕС пласта (результаты представлены в табл. 3).
Табл. 3. Фильтрационные исследования временно-блокирующего состава на основе инвертно-эмульсионный раствора (ИНЭР)
С целью повышения надежности прогнозПо результатам серии фильтрационных тестирований можно сделать следующие выводы:
Апробация разработанной нейросетевой модели прогноза КВЧ, результаты которой отображены на рисунке 5 и в таблице 1, включала верификацию на основе фактических промысловых измерений. В качестве исходного значения (синяя линия) использованы промысловые данные с технологическими режимами работы скважин.
- с увеличением плотности тестируемых составов ФОС увеличивается;
- с увеличением темпа освоения (увеличение скорости фильтрации) фактор остаточного сопротивления снижается (за счет увеличения скорости градиент давления увеличивается, тем самым способствуя вымыванию дополнительного объема блокирующей пачки).
Апробация разработанной нейросетевой модели прогноза КВЧ, результаты которой отображены на рисунке 5 и в таблице 1, включала верификацию на основе фактических промысловых измерений. В качестве исходного значения (синяя линия) использованы промысловые данные с технологическими режимами работы скважин.
Итоги
По результатам проведенных исследований был разработаны дизайны РИР ОВП, которые заключались в закачке изоляционных составов в ИП (органополисиликатная композиция) и через спецотверстия (сшитый полиакриламид). Работы с применением указанных составов были проведены на 10 скважинах Арланского месторождения, эксплуатирующих пласты бобриковского горизонта (табл. 4).
Критерии подбора скважин-кандидатов для испытаний были следующие: отсутствие негерметичности эксплуатационной колонны (НЭК), обводненность более 90 %, минерализация пластовой воды 200 г/л и пластовая температура 25 °С, дебит жидкости от 100 до 300 м3/сут (для органополисиликатов) и более 300 м3/сут для ПАА.
Критерии подбора скважин-кандидатов для испытаний были следующие: отсутствие негерметичности эксплуатационной колонны (НЭК), обводненность более 90 %, минерализация пластовой воды 200 г/л и пластовая температура 25 °С, дебит жидкости от 100 до 300 м3/сут (для органополисиликатов) и более 300 м3/сут для ПАА.
Табл. 4. Результаты испытания подобранных составов (составлено авторами)
Средний объем закачки ПАА со сшивателем через специальные отверстия, расположенные ниже интервала перфорации, с установкой заливочного пакера, составил 18,5 м3. Закачка водоизолирующих составов производилась на НКТ с пакером, через текущий интервал перфорации. Средний объем органосиликатных составов на 1 скважино-операцию составил 22 м3.
Обработка скважин X1–X5 органополисиликатными составами продемонстрировала значительное ограничение попутно-добываемой воды в объеме 954 м3/сут, что свидетельствует об эффективной изоляции интервала. Применение временно-блокирующего состава на основе ИНЭР позволило снизить негативное воздействие на призабойную зону и снизить приемистость, при этом плотность ИНЭР варьировалась от 1 050 до 1 090 кг/м3.
Проведение на пяти скважинах закачкой полимерных составов на основе сшитого ПАА через специальные отверстия с предварительным использованием ИНЭР для сохранения продуктивной части пласта позволило сократить добычу 2 253 м3/сут попутно добываемой воды. Продолжительность эффекта составила более 12 месяцев.
Стоит отметить, что в ряде случаев результаты выполненных РИР подтвердили наличие остаточных извлекаемых запасов, что в дальнейшем послужило основанием для бурения дополнительного объема скважин, запускной дебит нефти которых достигал 50 т/сут и более. Примечательно, что изначально рассматриваемые участки не являлись перспективными ввиду значительного объема накопленной добычи нефти (около 200 тысяч тонн) и длительной истории разработки более 50 лет.
Результаты испытаний подтверждают необходимость комплексного учета геолого-технических параметров пласта для оптимального выбора изолирующей технологии, что отражено в сравнительной характеристике (табл. 5).
Обработка скважин X1–X5 органополисиликатными составами продемонстрировала значительное ограничение попутно-добываемой воды в объеме 954 м3/сут, что свидетельствует об эффективной изоляции интервала. Применение временно-блокирующего состава на основе ИНЭР позволило снизить негативное воздействие на призабойную зону и снизить приемистость, при этом плотность ИНЭР варьировалась от 1 050 до 1 090 кг/м3.
Проведение на пяти скважинах закачкой полимерных составов на основе сшитого ПАА через специальные отверстия с предварительным использованием ИНЭР для сохранения продуктивной части пласта позволило сократить добычу 2 253 м3/сут попутно добываемой воды. Продолжительность эффекта составила более 12 месяцев.
Стоит отметить, что в ряде случаев результаты выполненных РИР подтвердили наличие остаточных извлекаемых запасов, что в дальнейшем послужило основанием для бурения дополнительного объема скважин, запускной дебит нефти которых достигал 50 т/сут и более. Примечательно, что изначально рассматриваемые участки не являлись перспективными ввиду значительного объема накопленной добычи нефти (около 200 тысяч тонн) и длительной истории разработки более 50 лет.
Результаты испытаний подтверждают необходимость комплексного учета геолого-технических параметров пласта для оптимального выбора изолирующей технологии, что отражено в сравнительной характеристике (табл. 5).
Табл. 5. Сравнительная характеристика вариантов закачки полимерных составов с учетом особенностей вскрытия пласта
Проведенные работы позволяют сделать вывод, что выбор оптимальной технологии изоляции конусов подошвенной воды на Арланском месторождении должен основываться на комплексной оценке геолого-технических условий, включая схему вскрытия пласта, дебитные характеристики скважин и минерализацию пластовых вод и т.д.
Полученные результаты подчеркивают необходимость индивидуального подхода к проектированию водоизоляционных работ с учетом особенностей конкретной скважины, что открывает перспективы для повышения эффективности разработки месторождений с аналогичными условиями.
Полученные результаты подчеркивают необходимость индивидуального подхода к проектированию водоизоляционных работ с учетом особенностей конкретной скважины, что открывает перспективы для повышения эффективности разработки месторождений с аналогичными условиями.
1. Применение ИНЭР позволило минимизировать негативное влияние полимерных составов на фильтрационно-емкостные свойства пласта. Раствор на углеводородной основе обеспечивает временную блокировку порового нефтенасыщенного пространства, что особенно важно для защиты продуктивных зон при закачке составов, не обладающих селективностью. Лабораторные испытания ИНЭР подтвердили, что увеличение плотности и скорости фильтрации влияют на фактор остаточного сопротивления, что необходимо учитывать при проектировании работ.
2. Результаты исследований подчеркивают, что выбор способа изоляции конуса подошвенной воды напрямую зависит от схемы вскрытия пласта. Для скважин с полным вскрытием нефтенасыщенного интервала оптимальны селективные органополисиликатные составы, тогда как при частичном вскрытии (кровельная часть) предпочтительны составы на основе сшитого ПАА. Комплексный подход, включающий анализ геологических условий и лабораторные испытания, позволяет выбрать наиболее подходящую технологию.
3. Промысловые испытания на Арланском месторождении подтвердили эффективность предложенных технологий. В результате РИР ОВП с применением органополисиликатных составов обводненность продукции была снижена на 80 %. Продолжительность эффекта составляет 2 года. ПАА, применяемые через СО, позволили сократить добычу воды в среднем на одну скважину в 337 м³/сут. Рекомендуется комплексный подход к выбору технологии с учетом дебита скважин, минерализации пластовых вод и других геолого-технических условий.
2. Результаты исследований подчеркивают, что выбор способа изоляции конуса подошвенной воды напрямую зависит от схемы вскрытия пласта. Для скважин с полным вскрытием нефтенасыщенного интервала оптимальны селективные органополисиликатные составы, тогда как при частичном вскрытии (кровельная часть) предпочтительны составы на основе сшитого ПАА. Комплексный подход, включающий анализ геологических условий и лабораторные испытания, позволяет выбрать наиболее подходящую технологию.
3. Промысловые испытания на Арланском месторождении подтвердили эффективность предложенных технологий. В результате РИР ОВП с применением органополисиликатных составов обводненность продукции была снижена на 80 %. Продолжительность эффекта составляет 2 года. ПАА, применяемые через СО, позволили сократить добычу воды в среднем на одну скважину в 337 м³/сут. Рекомендуется комплексный подход к выбору технологии с учетом дебита скважин, минерализации пластовых вод и других геолого-технических условий.
1. Галиев Р.Р., Шакуров И.М. Условия образования конусов подошвенной воды и методы борьбы с ними // Academy. 2017. Т. 1 № 6. С. 35–37.
2. Якупов Р.Ф., Мухаметшин В.Ш., Зейгман Ю.В. и др. Способ разработки контактных зон на примере Туймазинского нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. 2017. № 10. С. 36–40.
3. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. Уфа: БашНИПИнефть, 2012. 704 с.
4. Вагизов А.М., Тимерханов Р.Ф., Гареев А.Т. и др. О локализации зон остаточных извлекаемых запасов отложений терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения на поздней стадии разработки // Нефтяное хозяйство. 2024 № 3. С. 56–61.
5. Шайдуллин В.А., Камалетдинова Р.М., Якупов Р.Ф. и др. Подбор технологии ограничения водопритока в терригенных пластах с монолитным строением // Нефть. Газ. Новации. 2021. № 7. С. 34–38.
6. Ali Al-Azmi, Hassan Al-Qattan, Mohamad Al-Dousari et al. An effective solution for unwanted water production obtained from water coning mechanism: field application. International Petroleum Technology Conference, Riyadh, Saudi Arabia, February 2022, IPTC-22371-MS. (In Eng).
7. Al-Assi A.A., Willhite G.P., Green D.W., McCool C.S. Formation and propagation of gel aggregates using partially hydrolyzed polyacrylamide and aluminum citrate. SPE Journal, Vol. 14, issue 3, P. 450–461. (In Eng).
8. Qu J., Wang P., You Q., Zhao G., Sun Y.,
Liu Y. Soft movable polymer gel for controlling water coning of horizontal well in offshore heavy oil cold production. Gels, Vol. 8, issue 6, P. 352. (In Eng).
9. Manrique E., Reyes S., Romero J. et al. Colloidal dispersion gels (CDG): field projects review. SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Muscat, Oman, March 2014, SPE-169705-MS. (In Eng).
10. Леонтьев Д.С., Клещенко И.И., Ягафаров А.К. и др. Способ ограничения притока подошвенных вод в нефтяных скважинах // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2017. № 1. С. 67–71.
11. Старшов М.И., Хасаншина Э.М., Залитова М.В. и др. Технология ограничения водопритоков при разработке нефтяных месторождений республики Татарстан // Вестник Технологического университета. 2017.
Т. 20. № 15. С. 140–142.
12. Шайдуллин В.А., Никулин В.Ю., Вахрушев С.А. и др. Особенности глушения скважин в условиях карбонатного коллектора и высокого газового фактора // Нефтегазовое дело. 2024. Т. 22. № 3. С. 69–80.
2. Якупов Р.Ф., Мухаметшин В.Ш., Зейгман Ю.В. и др. Способ разработки контактных зон на примере Туймазинского нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. 2017. № 10. С. 36–40.
3. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. Уфа: БашНИПИнефть, 2012. 704 с.
4. Вагизов А.М., Тимерханов Р.Ф., Гареев А.Т. и др. О локализации зон остаточных извлекаемых запасов отложений терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения на поздней стадии разработки // Нефтяное хозяйство. 2024 № 3. С. 56–61.
5. Шайдуллин В.А., Камалетдинова Р.М., Якупов Р.Ф. и др. Подбор технологии ограничения водопритока в терригенных пластах с монолитным строением // Нефть. Газ. Новации. 2021. № 7. С. 34–38.
6. Ali Al-Azmi, Hassan Al-Qattan, Mohamad Al-Dousari et al. An effective solution for unwanted water production obtained from water coning mechanism: field application. International Petroleum Technology Conference, Riyadh, Saudi Arabia, February 2022, IPTC-22371-MS. (In Eng).
7. Al-Assi A.A., Willhite G.P., Green D.W., McCool C.S. Formation and propagation of gel aggregates using partially hydrolyzed polyacrylamide and aluminum citrate. SPE Journal, Vol. 14, issue 3, P. 450–461. (In Eng).
8. Qu J., Wang P., You Q., Zhao G., Sun Y.,
Liu Y. Soft movable polymer gel for controlling water coning of horizontal well in offshore heavy oil cold production. Gels, Vol. 8, issue 6, P. 352. (In Eng).
9. Manrique E., Reyes S., Romero J. et al. Colloidal dispersion gels (CDG): field projects review. SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Muscat, Oman, March 2014, SPE-169705-MS. (In Eng).
10. Леонтьев Д.С., Клещенко И.И., Ягафаров А.К. и др. Способ ограничения притока подошвенных вод в нефтяных скважинах // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2017. № 1. С. 67–71.
11. Старшов М.И., Хасаншина Э.М., Залитова М.В. и др. Технология ограничения водопритоков при разработке нефтяных месторождений республики Татарстан // Вестник Технологического университета. 2017.
Т. 20. № 15. С. 140–142.
12. Шайдуллин В.А., Никулин В.Ю., Вахрушев С.А. и др. Особенности глушения скважин в условиях карбонатного коллектора и высокого газового фактора // Нефтегазовое дело. 2024. Т. 22. № 3. С. 69–80.
Шайдуллин В.А., Михайлов Д.С., Вагизов А.М., Тимерханов Р.Ф., Даутов Р.З., Якупов Р.Ф.
Уфимский филиал ООО «РН-ПД»,Уфа, Россия; Филиал ООО «РН-ГИР» в городе Уфе – БашНИПИнефть, Россия; ООО «Башнефть-Добыча», Уфа, Россия; Институт нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет, Октябрьский, Россия
shaydullinva@rn-pd-ufa.rosneft.ru
Уфимский филиал ООО «РН-ПД»,Уфа, Россия; Филиал ООО «РН-ГИР» в городе Уфе – БашНИПИнефть, Россия; ООО «Башнефть-Добыча», Уфа, Россия; Институт нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет, Октябрьский, Россия
shaydullinva@rn-pd-ufa.rosneft.ru
Для исследования применялись образцы терригенного керна, сшитый полиакриламид (ПАА) с ацетатом хрома, органополисиликатная композиция, инвертно-эмульсионный раствор (ИНЭР), фильтрационные установки, анализ факторов остаточного сопротивления (ФОС), промысловые испытания на 10 скважинах.
конусообразование, сшитые полимерные системы, полиакриламид, органополисиликаты, временно-блокирующие составы, Арланское месторождение, терригенные монолитные коллекторы, селективная изоляция, фактор остаточного сопротивления, высокодебитный фонд
Шайдуллин В.А., Михайлов Д.С., Вагизов А.М., Тимерханов Р.Ф., Даутов Р.З., Якупов Р.Ф. Изоляция конусов подошвенной воды в условиях уникального Арланского месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2026. № 1. C. 74–79. DOI: 10.24412/2076-6785-2026-1-74-79
12.02.2026
УДК 622.276
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-1-74-79
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-1-74-79
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (855) 222-12-84