CC BY
730
УДК 622.276
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА И РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ТРЕЩИНОВАТЫХ КАРБОНАТНЫХ
КОЛЛЕКТОРАХ
E.H. Байкова1, Р.Х.Муслимов2
'АО «ВНИИнефтъ», Москва, Россия 2Казанский федералъный университет, Казанъ, Россия
Негативной стороной процесса эксплуатации нефтяных залежей в карбонатных породах является раннее обводнение пластов по наиболее проницаемым пропласткам в трещиноватых зонах. Традиционные методы ограничения водопритока (ОВП) и ремонтно-изоляционных работ (РИР), используемые для терригенных коллекторов, не являются универсальными. Создавшееся положение предопределяет необходимость поиска и применения в коллекторах с природной (естественной) и искусственной трещиноватостью новых эффективных методов повышения нефтеотдачи, потокоотклоняющих технологий, составов для ОВП и РИР. В статье приведены результаты проведения работ по ОВП и РИР в скважинах, разрез которых представлен трещиноватыми карбонатными коллекторами.
Отмечены технологии, показавшие положительную технологическую эффективность. Применение вязкоп-ластичных силикатных гелей, технологий с использованием тампонажных растворов на углеводородной основе и высоковязкой нефти является наиболее технологичным и относительно малозатратным.
Ключевые слова: карбонатный коллектор, ограничение водопритока, ремонтно-изоляционные работы, изоляция водопритока, водоизолирующий состав, кремнийорганические тампонажные материалы, тампонаж-ные растворы на углеводородной основе; вязкопластичные силикатные гели, полимерные композиции.
DOI: 10.18599/grs.18.3.6
Для цитирования: Байкова Е.Н., Муслимов Р.Х. Опыт применения технологий ограничения водопритока и ремонтно-изоляционных работ в трещиноватых карбонатных коллекторах. Георесурсы. 2016. Т. 18. № 3. Ч. 1. С. 175-185. DOI: 10.18599/grs.18.3.6
Сегодня опыт разработки карбонатных коллекторов имеет уже более чем 60-летний срок, является достаточно обширным и разнообразным по успешности; проблемы нефтедобычи из карбонатных отложений освещены в научно-технической литературе достаточно широко.
В то же время результаты научных изысканий в области разработки карбонатных коллекторов слабо применяются на практике. Это связано, с одной стороны, с традиционными подходами в разработке карбонатов, сложившимися в период массового освоения высокопродуктивных терригенных залежей нефти. С другой стороны, разнообразие геологических условий залегания карбонатных отложений, их свойств и особенностей разработки осложняют выбор универсальных оптимальных технологий выработки запасов.
Основной особенностью геологического строения карбонатных коллекторов является их сложная фильтра-ционно-емкостная характеристика, отражающая одновременное присутствие в карбонатах пустот различного типа (трещин, каверн, пор). Негативной стороной процесса эксплуатации нефтяных залежей в трещиноватых карбонатных породах является раннее обводнение пластов по наиболее проницаемым зонам (Смехов, 1974; Тхостов и др., 1970).
Создавшееся положение предопределяет необходимость поиска и применения в коллекторах с природной (естественной) и искусственной трещиноватостью новых эффективных методов повышения нефтеотдачи, потоко-отклоняющих технологий, составов для ограничения во-
допритока(ОВП) и ремонтно-изоляционных работ (РИР).
В представленной статье приведены результаты проведения работ по ОВП и РИР в скважинах, разрез которых представлен трещиноватыми карбонатными коллекторами.
Особенностью проведения работ по ОВП и РИР в карбонатных коллекторах является то, что при использовании водных растворов химреагентов, обладающих высокой проникающей способностью (вязкость рабочего раствора близка к вязкости воды) не происходит устойчивой адгезии образующихся водонепроницаемых составов к гидрофобной пористой среде. Цементные растворы, содержащие в составе СаС03, сродственны карбонатному коллектору, однако из-за большой дисперсности частиц имеют ограниченную проникающую способность.
В этой связи перспективным является проведение работ с использованием тампонажных растворов на углеводородной основе (ТРУО) (Магадова и др., 2015; Ефимов, 2011; Гаевой и др., 2012). Их разработка началась в 1960-х годах в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. В настоящее время на рынке представлены две группы ТРУО - безводные и эмульсионные, каждая из которых характеризуется своими особенностями. В зависимости от степени дисперсности цементной смеси различают три марки безводных тампонажных растворов на углеводородной основе: «Стандарт», «Медиум» и «Микро». Сферы их применения, в первую очередь, определяются типом и приемистостью скважины. К примеру, в карбонатных трещиноватых коллекторах с приемистостью скважины 720 м3/сут и выше
НАУЧИО-ТЕХНКНЕСКИЙ ЖУРНАЛ
ГЕйРЕСУРСЫ
лучше применять марку «Стандарт», а в терригенных и карбонатных коллекторах приемистостью 100-150 м3/суг -«Микро».
В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина разработана собственная технология селективной изоляции (Ефимов, 2011). В качестве основного материала в ней используется безводная нефть - наиболее доступный на месторождениях и дешевый селективный материал.
Безводный тампонажный раствор и углеводородная жидкость способствуют образованию высокопрочного и малопроницаемого цементного камня с высокой степенью адгезии к породе. Безводный тампонажный раствор на углеводородной основе (БТРУО) представляет собой суспензию цемента (ЦС БТРУО - 48-80 %) с композицией ПАВ (ПАВ БТРУО - 0,2-0,5%) в специальной углеводородной жидкости (ДС БТРУО - 19,8-41,5 %). После попадания в водосодержащую среду происходит замещение углеводородной жидкости на воду, БТРУО превращается в густую пасту, а затем в высокопрочный и малопроницаемый цементный камень. Без контакта с водой раствор не густеет, не расслаивается и сохраняет свои свойства более 10 часов. ДС БТРУО может быть заменен на нефть.
Для обеспечения качественного ремонта по изоляции водопритоков в скважинах с высокой обводненностью необходимо перед БТРУО закачивать углеводородный раствор ПАВ (эмульсионную композицию), который оттесняет воду от ствола скважины, гидрофобизирует поверхность проводящих каналов и образует защитный экран обратному движению воды к скважине за счет образования высоковязкой обратной эмульсии. При контакте с нефтью эмульсия резко снижает свою вязкость и вымывается из нефтепроводящего канала. Эмульсионная композиция состоит из 80% нефти, 15% пресной воды и 5% ПАВ-гид-рофобизатора «Нефтехимеко».
Испытания БТРУО проводились в 2008-2009 годах на скважинах ОАО «Оренбургнефть», содержащих в своем разрезе карбонатный коллектор с приемистостью по воде 550-700 м3/сут (Табл. 1) (Ефимов, 2011; О применении новых материалов ..., 2013). Практически во всех скважинах отмечен рост дебита нефти и снижение обводненности продукции. Динамика дебита и обводненности на скважине 57 Долговского месторождения в 2008-2010 годах показала, что применение БТРУО дает долгосрочный эффект.
Технология селективной изоляции испытывалась в 2010 г. в ООО «РН-Пурнефтегаз» и ОАО «Газпромнефть-
ННГ» на скважинах Барсуковского и Сугмутского месторождений с обводненностью от 93,6 до 99%. Дебит жидкости отдельных скважин до проведения РИР составлял 350-800 м3/сут, тогда как дебит нефти не превышал 8 т/сут. В результате проведения селективной изоляции удалось добиться снижения обводненности и увеличения дебита нефти.
В работе (Кадыров и др., 2010) представлен опыт применения высоковязкой нефти для водоизоляционных работ в карбонатных коллекторах.
Одним из стратегических направлений деятельности ПАО «Татнефть» является вовлечение в разработку запасов тяжелых и битуминозных нефтей. Эти нефти по их физико-химическим показателям перспективно использовать в технологии ограничения водопритока в карбонатных коллекторах (Кадыров и др., 2008; Кандаурова и др., 2008). Разработанная технология основана на закачке в изолируемые пласты суспензии тампонажного портландцемента в предварительно разогретой смеси высоковязких нефтей Северного и Южного куполов Мордово-Кармаль-ского месторождения. Нефти при температуре 20°С имеют плотность 935-949 кг/м3, динамическую вязкость от 3604200 мПахс (при 20°С) до 14-60 мПахс (при 80°С). Используемая смесь нефтей имеет плотность 940-942 кг/м3при 20°С и динамическую вязкость от 480-500 мПахс (при 20°С) до 17-18мПахс (при 80°С).
При попадании суспензии в обводненный пласт происходит тампонирование каналов притока воды за счет отверждения цемента. В нефтенасыщенных интервалах суспензия разбавляется нефтью и вымывается из коллектора, что свидетельствует о селективности технологии. Изоляционный экран в начальный период формирования может выдержать существующий перепад давления за счет многократного увеличения вязкости высоковязкой нефти при ее остывании до температуры пласта.
С целью предотвращения остывания суспензии при закачке в пласт в процессе реализации технологии используются специальные термоизолированные трубы с ваку-умэкранным типом изоляции (термокейс). Каждая труба состоит из внутренней и наружной труб, в межтрубном пространстве создан вакуум 1 х 10-4 мм рт. ст., выполняющий роль термоизоляционного слоя. Термоизолированные трубы соединены между собой муфтой с изолирующей втулкой. При прокачивании разогретой воды с расходом 4 л/с через колонну термоизолированных труб длиной 1000 м температура снижается на 2°С.
№ СКВ. Месторождение Дебит жидкости, м3/сут Обводненность продукции,% Дебит нефти, м3/сут Динамический уровень, м
до РИР после РИР до РИР после РИР до РИР после РИР до РИР после РИР
57 Долговское 80 60 92,5 65 6 21 1200 1000
340 Сорочинско -Никольское 168 175 75 65 42 68 2000 1522
566 Сорочинско -Никольское 62 103 57 57 26 58 1950 1528
527 Березовское 100 20 95 24 4 13 143 238
1031 Бобровское 26 75 75 85 5,3 9,3 989 1166
Табл. 1. Результаты испытаний БТРУО в ОАО «Оренбургнефтъ» в 2008-2009 гг.
I гС1ЕГ4Т1ПС:А№7Еа1№СМ..КНЛ*№и.
17б{ БЕ^ЕЕ^ЕУ
Данная технология опробована на промыслах НГДУ «Лениногорскнефть» в 20 скважинах залежей 301-303 Ро-машкинского месторождения, приуроченных к верейским, башкирским и серпуховским отложениям карбона со сложным геологическим строением. Проведение во-доизоляционных работ в геолого-технических условиях этих залежей является сложной задачей, и большинство ранее применяемых технологий малоэффективно. Результаты применения предлагаемой технологии приведены в табл. 2 (Кадыров и др., 2010). Средний прирост дебита нефти на скважину составил 1,6 т/сут, дополнительно добыто 5091 т нефти. Средняя длительность текущего эффективного периода равна 158 сут.
Оба варианта технологии могут применяться при проведении водоизоляционных работ как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах, в том числе для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.
В работе (Кадыров и др., 2014) предложен способ ограничения водопритока с использованием водонабухающих полимеров (ВНП).
Использование большинства разновидностей водона-бухающего полимера неэффективно, так как они неограниченно набухают в воде. Неограниченное набухание приводит к сокращению продолжительности эффекта от применения способа. Используемые в настоящее время марки водонабухающих полимеров практически не набухают в высокоминерализованной пластовой воде. Так, степень
поглощения у используемых в настоящее время в ПАО «Татнефть» водонабухающих полимеров серии АК-639 марок В415 и В615 в минерализованных пластовых жидкостях значительно уменьшается, что ограничивает область их применения и осложняет проведение технологического процесса. Эластомеры (полимеры, обладающие в диапазоне эксплуатации высокоэластичными свойствами) на основе водонабухающей резиновой и уретановой крошек также плохо набухают в пластовой воде, более того, такая продукция имеет очень высокую стоимость.
В связи с этим на Саратовском заводе акриловых полимеров «АКРИПОЛ» разработан водонабухающий акриловый сополимер с содержанием мольной доли акрилата натрия а = 0,3 и степенью сшивки в пределах т= 0,01-0,05 % (мольных) (Байбурдов и др., 2009). В экспериментах по определению коэффициента изоляции использовали образцы высушенного и измельченного гелеобразного сополимера, полученного в лабораторных условиях путем сополимеризации акриламида и акрилата натрия в концентрированных водных растворах (с массовой концентрацией более 20%) в присутствии гидрофобных акриловых сополимеров, сшивающего агента (Ы,Ы'-метилен-бис-акриламида) и окислительно-восстановительной инициирующей системы (персульфата аммония и метабисуль-фита натрия). Степень набухания в пресной воде достигает 2000%, а в пластовой - до 1200% в течение 24 час, что вполне приемлемо для приготовления водоизолирующих
№ скважины Дата обработки Дебит нефти, т/сут Дебит жидкости, т/сут Обводненность, % Дебит нефти, т/сут Дебит жидкости, т/сут Обводненность, % Дополнительная добыча нефти,т Средний прирост дебита нефти, т/сут Время работы, сут
До обработки После обработки
37908 20.04.07 г. 1,0 8,2 89,1 3,9 6,7 42,6 791 2,0 399
26462 19.07.07 г. 0,1 6,1 98,6 2,4 4,8 50,7 153 0,6 242
26531 11.07.07 г. 0,1 5,1 94,6 4,3 9,2 53,7 1072 3,2 335
15483 24.08.07 г. 0,1 5,0 98,3 1,1 6,8 83,7 80 0,3 260
37539 14.09.07 г. 0,2 4,0 90,2 2,5 4,3 40,7 597 2,2 275
38187 20.09.07 г. 1,5 7,9 94,6 5,1 14,2 64,4 269 2,2 124
38222 02.11.07 г. 0,2 14,2 99,1 4,8 14,2 66,3 128 0,8 169
38168 22.02.08 г. 0,2 8,0 97,.3 2,7 11,9 77,0 114 0,9 124
37985 09.02.08 г. 0,4 7,5 95,5 3,0 9,6 69,2 168 1,2 137
26476 15.02.08 г. 0,0 3,3 99,1 4,2 11,7 64,4 173 1,4 121
18067 30.01.08 г. 0,0 8,1 98,2 3,6 9,8 63,5 384 2,7 140
37947 22.02.08 г. 0,2 5,4 95,5 1,4 6,5 77,9 170 1,4 118
38305 08.03.08 г. 0,6 8,9 95,5 3,3 11,8 72,1 139 1,3 110
37956 01.03.08 г. 0,3 12,1 97,.3 2,0 15,0 86,4 87 0,7 118
35807 17.03.08 г. 0,5 6,4 95,5 3,2 10,9 70,3 266 2,7 99
42 07.04.08 г. 0,2 3,0 99,1 2,3 2,9 20,9 46 0,7 67
38317 19.03.08 г. 0,4 8,6 97,.3 2,5 9,9 75,0 113 1,2 97
17523 12.03.08 г. 0,5 11,8 94,6 3,6 17,9 79,7 169 1,6 106
38071 24.03.08 г. 0,0 4,6 95,7 1,2 6,5 81,6 33 0,3 95
26694 10.06.08 г. 2,5 13,8 82,1 5,8 9,9 41,0 139 4,3 32
Табл. 2. Результаты применения технологии ограничения водопритока в карбонатных коллекторах высоковязкой нефтью.
НЮЧНО-ТЕХНЖЕСХИЙ ЖУРНАЛ
ГЕйРЕСУРСЫ
Номер модели Массовое содержание компонентов, %, в технологическом растворе Коэффициент изоляции, %, через
ПАА БР9-8177 акрилового сополимера В 50Э 24 час. 6 мес. 12 мес.
1 0,1 0,5 95 93 90
2 0,3 0,8 96 94 91
3 0,5 1 98 96 95
4 0,5 1,5 100 98 96
5 0,5 2,0 100 99 98
Табл. 3. Результаты испытания растворов для ограничения водопритока, содержащих набухшие частицы водонабухаю-щих полимеров.
составов. Данный водонабухающий полимерный реагент, отличающийся повышенной упругостью набухших в воде полимерных частиц, поставлен на производство согласно ТУ № 2216-016-55373366-2007 с маркировкой В 50Э (Табл. 3).
Технология с использованием разработанной водоизо-лирующей системы реализована в процессе выполнения ОПР в четырех скважинах ОАО «Татнефть» (Кадыров и др., 2014).
Установлено, что применение технологии водоизоли-рующей системы на основе суспензии порошка акрилового сополимера марки В 50Э в водном растворе ПАА марки БР9-8177, позволяющей сохранить тампонирующую способность в течение более продолжительного времени, наиболее перспективно в трещиновато-поровых и трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторах при работах по изоляции притоков подошвенной воды или полной изоляции промытого пласта.
В то же время, водона-бухающий полимер серии АК-639, представляющий собой «зашитый» ПАА (ФГУП «Саратовский НИИ полимеров»), ранее испы-тывался на месторождениях Самарской области и Республики Татарстани показал хорошую эффективность (Берлин, 2011; Куроч-кин и др., 2006). Порошкообразные композиции «зашитого» полимера АК-639 концентрацией 0,5-1% нагнетали небольшими порциями и проталкивали от скважины водой плотностью 1,18 г/см3. Этот полимер способен поглощать воду (1 гВНП-до 100-400г воды) и используется с целью выравнивания профи-
ля приемистости нагнетательных скважин. Гелеобразова-ние происходит при температуре около 70°С только при контакте с водой в течение 24-28 ч. Дополнительная добыча нефти по окружающим дополнительным скважинам составила 3575 т или около 7 тыс.т/т закачанного раствора полимера. Продолжительность эффекта 1,5 года.
В работе (Ибрагимов и др., 2015) приведены результаты применения водонабухающих пакеров для изоляции трещиноватых участков горизонтальных стволов скважин.
Высокая скорость обводнения скважин, характерная для залежей 302-303 Ромашкинского месторождения, связана с их геологическими особенностями: высокой послойной и зональной неоднородностью коллекторов; низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) матрицы породы; наличием трещин, по которым преимущественно движется пластовая вода; повышенной вязкостью нефти; низким газовым фактором. Строительство и эксплуатация горизонтальных скважин или боковых стволов с горизонтальным окончанием в таких условиях сопряжена с опасностью прогрессирующего обводнения скважин. Для изоляции трещиноватых участков при строительстве скважин в рамках опытно-промысловых работ применяется технология обсаживания горизонтального ствола хвостовиком с набухающимипакерами. ТатНИПИнефть совместно с АО «Кварт» (г. Казань) разработали резинополимер-ный водонабухающий эластомер для создания набухающего пакера (Катеев и др., 2014). Водонабухающий пакер длиной 1 м, наружным диаметром 133 мм на 114 мм обсадной трубе, в трубе внутренним диаметром 145 мм после набухания в воде различной минерализации выдерживает давление гидропрорыва от 10 до 25 МПа. Он устойчив к кислотному составу, который применяется в ПАО «Татнефть» для повышения нефтеотдачи пластов.
№ скважины Продолжительность эксплуатации, сут Интервал установки хвостовика, м Дебит Обводненность, %
Жидкости, м3/сут Нефти, т/сут
Башкирский ярус
35387г 303 950-1126 (с пакерами «Кварт») 4,4 2,95 26,0
35384г 280 838-1022 13,0 0,17 98,5
35393г 170 847-1047 2,5 1,99 12,0
37723г 259 940-1165 11,3 5,43 47,0
37729г 174 950-1123 1,6 1,27 12,0
37855г 240 942-1110 (с пакерами ТАМ) 12,8 5,57 52,0
37551г 314 892-1169 12,9 1,63 86,0
37853г 291 948-1094 12,7 1,61 86,0
Протвинский горизонт
35391г 281 766-1017 10,0 1,09 88,0
37852г 332 887-1048 (с пакерами«Кварт») 12,5 4,92 57,0
37854г 251 933-1136 13,2 2,29 81,0
Табл. 4. Результаты эксплуатации скважин 35387г, 37852г и соседних скважин с различными вариантами заканчивания.
I гС1ЕГ4Т1ПС:А№7Еа1№СМ..КНЛ*№и.
178 БЕ^ЕЕ^ЕУ
Промысловые испытания водонабухающих пакеров проведены при бурении скважин 35387г (Рис. 1а), 37852г и ремонте скважин 37972г (Рис. 1б), 37783гзалежей 302-303 НГДУ «Лениногорскнефть». После спуска пакеров в составе обсадного хвостовика их набухание и герметичность проверены нагнетанием жидкости на пакер, установленный в «голове» обсадного хвостовика. В таблице 5 представлены результаты эксплуатации на (25.05.2015 г.) скв. 35387г, 37852г и соседних скважин с различными вариантами заканчивания: цементируемый хвостовик с перфо-рацией;нецементируемый хвостовик.
Интересен опыт разработки в «ТатНИПИнефть» (Медведева, 2014) технологии АПС, в основе которой лежит использование армированных полимерных систем на основе водорастворимого полиакриламида ДР9-8177. Разработка велась в направлении модификации структурообразующих композиций путем добавления армирующих добавок, используемых для армирования цементных продуктов (Бабенков, 2007). В качестве наполнителей использовались: нерастворимые в воде оксиды двухвалентных металлов (2п0, MgO), неорганические силикатные волокна (стекловолокно производства «Татнефть-Елабуга») и различные фиброволокна (ВСМ компании «Си Айрленд», фибра базальтовая ООО «Русский базальт»). Рецептура состава и технология на его основе разрабатывались главным образом для высокопроницаемых терригенных пластов и карбонатных коллекторов трещинного и трещинно-порового типа для применения в технологиях увеличения нефтеизвлечения и ограничения водопритока в добывающие скважины. Разработана рецептура состава с оптимальными технологическими свойствами: концентрация ПАА от 0,7% до 1,0%, оксида металла от 0,05% до 0,08%, ацетата хрома от 0,06% до 1,0%, армирующие волокна от 0,05% до 0,3%.
В НГДУ «Лениногорскнефть» проведены опытно-промышленные работы на трех добывающих скважинах 35298, 35599, 37828 залежи 303 Ромашкинского месторождения, вскрывших карбонатные коллектора протвинского горизонта. После проведения работ по реализации технологии АПС отмечено значительное снижение обводненности добываемой продукции скважины и рост дебита по нефти. Приростдебитапо нефти по скважинам 37828,35599,35298
составил 5,8 м3/сут, 2,7 м3/сут, 7,5 м3/сут, соответственно; обводненность снизилась на 86%, 40% и 70%, соответственно. Можно сделать предварительные выводы об успешности проведенных ОПР.
Одним из методов снижения ограничения притока воды различной природы в добывающие скважины является технология закачки вязкопластичных силикатных гелей, гелеобразующих силикатных составов на основе жидкого стекла (щелочные силикатные гели) и кристаллического метасиликата натрия (кислые силикатные гели).
Силикатный гель образуется со временем при повышенной температуре из маловязких растворов и представляет собой структурированную систему, иногда дополнительно упрочненную полимером (ПАА, гипан). Получаемый гель выдерживает значительные градиенты давления. Силикатные гели стабильны во времени при повышенной минерализации и температуре.
В Санкт-Петербургском государственном горном университете (Никитин, Петухов, 2011) разработан изолирующий состав под названием БРМ1-1. В качестве компонентов использовалось жидкое стекло с модулем 2,9 товарной формы с содержанием силиката натрия 46,77%, раствор ацетата хрома товарной формы 55% и пресная вода. Всего приготовлено более 80 составов, которые отличались концентрациями силиката натрия, ацетата хрома и температурами выдержки составов. Установлено, что наиболее оптимальными характеристиками времени ге-леобразования и прочности обладают составы с концентрацией 3,3% силиката натрия и 1,1-1,38 % ацетата хрома при выдержке в пластовых условиях в течение 24 часов. Более точные концентрации реагентов подбираются на основании фильтрационных экспериментов на образцах кернов месторождений.
Преимуществом всех силикатных гелей является возможность разрушаемости в скважинных и пластовых условиях растворами щелочей. Наиболее эффективно применение таких составов при изоляции заколонной циркуляции и изоляции подошвенной воды.
В работах (Соловьёв и др., 2011; Проведение ремонт-но-изоляционных работ ..., 2013) рассмотрено проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах с использованием полимерной композиции РЕАКОМ на место-
№ с ква-жины Показатели работы скважины до обработки Показатели работы скважины после обработки Прирост среднесуточной добычи нефти, т/сут/ увеличение дебита нефти, % Снижение среднесуточной добычи воды, м3/сут / уменьшение среднесуточной добычи нефти, % Продолжительность эффекта, мес.
Среднесуточная добыча Среднесуточная добыча
жидкости, м3/сут / обводненность, % нефти, т/сут воды, м3/сут жидкости, м3/сут / обводненность, % нефти, т/сут воды, м3/сут
6725 327,0/99,8 0,6 326,3 15,0/82,0 2,4 12,3 1,8/300 314/96,2 17
130 22,0/80,0 3,9 17,6 5,6/13,2 4,4 0,7 0,5/12,8 16,9/96,0 12
132 15,0/93,3 0,9 13,9 16,7/85,2 2,95 7,1 2,05/227,8 6,8/48,9 8
255 17,3/82,0 2,6 14,2 13,4/52,0 5,4 7,0 2,8/107,7 7,2/50,7 15
229 23,0/87,8 2,5 20,2 11,5/74,0 5,0 8,51 2,5/100,0 11,6/57,4 16
223 16,0/81,0 2,6 13 17,1/70,7 4,2 8,0 1,6/61,5 5,0/38,5 15
Табл. 5. Основные результаты применения полимера РЕАКОМ на месторождениях ОАО «Белкамнефтъ».
НЮЧНО-ТЕХНЖЕСХИЙ ЖУРНАЛ мн^н^ .
ШШаШЗЖ^^
Отложения Нефтена-сыщенная мощность, м Тип обводнения Объем закачки, м3 Дебит нефти, т/сут Обводненность продукции,% Продолжение эффекта
До РИР После РИР До РИР После РИР
СIV з,з Подошвенное 6,0 1,0 2,6 80,1 39,0 Более 5 мес.
Табл. 6. Результаты проведения РИР в добывающей скв. 310 Злодаревского месторождения.
Отложения Приемистость, м3/сут Давление закачки, МПа Продолжение эффекта
До РИР После РИР До РИР После РИР
С 275 130 5,0 10,0 Продолжается
Табл. 7. Результаты проведения РИР в нагнетательной скв. 304 Злодаревского месторождения.
рождениях Удмуртии и Урало-Поволжья.
В научно-производственном центре «Комплекс-Ойл», г. Уфа, разработан новый полимерный реагент на основе кислот акрилового ряда РЕАКОМ, который производится по оригинальной технологии и в химическом составе по сравнению с аналогами имеет более широкий спектр функциональных групп в макромолекуле при минимальной разветвлённости цепи, следовательно, обладает более высокой адсорбционной и коагулирующей активностью, что способствует формированию прочного водоизолирую-щего экрана (Соловьёв и др., 2011).
Физико-химическая сущность применения осадкооб-разующей технологии с полимерным реагентом РЕАКОМ заключается в том, что при взаимодействии в пластовых условиях РЕАКОМа с реагентом-сшивателем образуется термостойкий резиноподобный осадок в виде клейкой полимерной массы, обладающей хорошей адгезией к коллектору и цементному камню, стойкой по отношению к размыву пресными и минерализованными водами. В качестве реагентов-сшивателей используются растворы солей поливалентных металлов или пластовая вода.
В таблице 5 приведены результаты увеличения дебита нефти и снижения обводнённости после проведения обработок призабойных зон добывающих скважин на месторождениях ОАО «Белкамнефть» по технологии с применением полимера РЕАКОМ.
В работе (Алонов, Бобриков, 2009) представлены ра-
нее опубликованные статьи и доклады, в которых показан опыт применения кремнийорганических тампонажных материалов АКОР и составов на их основе на месторождениях Российской Федерации, Республики Беларусь и Республики Казахстан. Приведены обобщенные результаты и исследования критериев применимости технологий селективной изоляции водопритоков, проанализирована эффективность ремон-тно-изоляционных работ по ограничению водопритоков на нефтяных и газовых месторождениях, рассмотрены пути и перспективы развития кремнийорганических тампонаж-ных материалов.
Рассмотрен опыт применения материалаАКОР-БН 102 на Злодаревском месторождении Пермского края. Продуктивные горизонты залегают на глубинах 1050-1550 м и сложены карбонатными (известняки и доломиты) и тер-ригенными (аргиллиты, алевролиты и песчаники) породами. Эффективная мощность пластов 2-3,5 м. Пористость (по скв. 310 для каширских и бобриковских отложений) 1020 %, проницаемость - 0,33 мкм2, пластовая температура 23,5-27°С, текущее пластовое давление 8,5 МПа, содержание парафинов 3,3-3,5 %. Результаты испытания технологии приведены в таблицах 6, 7.
В статье (Лымарь, 2011) рассмотрены результаты опытно-промысловых испытаний в скважинах нефтяных месторождений Республики Беларусь водоизолирующих составов на основе химреагентов ГПАН, ОВП-1 и АКОР-БН102,атакже нового метода селективной изоляции и комплексной технологии.
Рис. 1. Схема компоновки хвостовика в скважинах35387г (а) и 37972г (б).
Рис. 2. Фрагмент картыг текущего состояния разработки в районе скв. 6022 Нядейюс-кого месторождения по состоянию на 01.06.2008 г.
t ^ШВ^^^^^Ж SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
180 GEDRESURSY
Основной компонент ВИС № СКВ. Месторождение Вид работ* Доп. добыча нефти, т Средний прирост дебита нефти, т/сут
АКОР-БНЮ2 36 Дубровское ООИ 4891 3,4
37 Дубровское ООИ 13027 4,5
ГПАН 55 Малодушинское ООИ 4556 2,8
115 Южно-Осташковичское ЛЗП 4866 3,9
ОВП-1 144 Южно-Сосновское ЛЗП 17121 14,3
57 Осташковичское ООИ 38944 24,2
Табл. 8. Результаты опытно-промысловых работ при испытании новых ВИС в скважинах нефтяных месторождений Республики Беларусь. * ООИ - отсечение обводненных интервалов, ЛЗП -ликвидация заколонных перетоков.
Залежи нефтяных месторождений Республики Беларусь в основной своей массе приурочены к отложениям девонской системы и представлены на 85-90 % карбонатными породами (подсолевой и межсолевой комплексы). Глубины их залегания изменяются от 2000 до 4000 м. Средние значения эффективных толщин находятся в пределах 10-120 м, пластовых температур - 50-90°С. Минерализация попутных и пластовых вод изменяется от 140 до 340 г/л.
Выполненные в «БелНИПИнефть» исследования позволили установить, что ВИС на основе химреагентовА-К0Р-БН102, ГПАН и ОВП-1 в большей мере из испытанных отвечают необходимым требованиям (Лымарь, 2011; Лымарь и др., 2007б; 2006; 2003).
ГПАН и ОВП-1 - новые отечественные химреагенты для изоляции водопритока (Лымарь идр., 2007б; 2006; Бриллиант, Козлов, 2000; Лымарь и др., 2008). ГПАН представляет собой гидролизованный полиакрилонитрил с модифицирующими добавками фруктозы и сульфонола. ОВП-1 - щелочной гидролизат технологических отходов полиакрилонитрильного (ПАН) волокна, модифицированный специальными добавками. В качестве сырья для его изготовления используют отходы волокна технического «Нитрон» и химических волокон (КНОПС), поставщиком которых являются белорусские предприятия ОАО «Поли-мир» и ОАО «Белфа». АКОР-БН102 - разработанное НПФ
«Нитпо» кремнийоргани-ческое соединение с различными модифицирующими добавками (Лымарь и др., 2007а).
Проведенные опытно-промысловые испытания новых ВИС подтвердили высокую эффективность предложенных технологий. Выполнено шесть скважино-операций (Лымарь и др., 2007а). Расход ВИС составил от 5 до 30 м3 на одну сква-жино-операцию. Все работы технологически успешны и экономически рентабельны (Табл. 8).
В области разработки новых технологических схем и приемов ВИР проведены испытания технологий селективной изоляции водопритока с использованием ВИС на основе химреагентов АКОР-БН102, ГПАН и ОВП-1 и закачки ВИС в пульсационном режиме.
Данные технологии отличаются простотой реализации, низкой трудоемкостью, отсутствием сложных технологических операций, требующих привлечения специалистов высокого уровня, небольшой продолжительностью и сто-имостью.Они включали в себя:
- ВИС для снижения приемистости пласта: 10 м3 раствора КМЦ и 6 м3 вязкой буферной жидкости на основе ПАА;
-осадкообразующие ВИС: 90 м3 50%-огораствора«Лиг-нопола» и 4,9 м3 раствора «ГПАН»;
- гелеобразующие ВИС: 17 м3 раствора ПАА ДР-9 (175 кг товарного) с 1,7 м3Л12(Б04)3 (0,35 т товарного) и 11,8 м3 раствора реагента «АКОР-БН102».
Выполненные опытно-промысловые испытания технологии по изоляции водопритока в горизонтальном стволе скважины подтвердили не только эффективность предложенной технологии селективной водоизоляции в условиях залежей нефтяных месторождений Республики Беларусь, но и эффективность разработанных ВИС на основе хим-
Пласт Надейюское Черпаюское Хасырейское
Тип коллектора Порово-трещинно-кавернозный Трещиновато -каверно-поровый
Средняя глубина залегания (а.о.), м -2138 -2404 -2183
Нефтенасыщенная мощность, м 23 35,6 30,4
Проницаемость по керну, 10"3мкм2 8,9 8,9 9,6
Средняя пористость, д.ед. 0,08 0,07 0,08
Начальное пластовое давление, МПа 23 25 23,8
Начальная пластовая температура, °С 42 42 40
Вязкость нефти, мПахс 2,34 2,34 2,8
Газосодержание, м3/т 127 117 102
Табл. 9. Геолого-физические показатели месторождений Вала Гамбурцева.
НЮЧНО-ТЕХНтЕСХИЙ ЖУРНАЛ à
ШЙШШШм^
Месторождение Кол-во скважино-операций Годы применения Дополнительная добыча нефти, тыс. т
от снижения обводненности от интенсификации отборов жидкости всего
Нядейюское 20 2008-2012 141,3 -35,2 106,1
Хасырейское 11 2009-2012 93,0 -30,6 62,4
Черпаюское 4 2010-2011 5,2 0,4 5,4
Всего 35 239,5 -65,4 174,1
Табл. 10. Основныш результатыы применения технологии наместорождениях Вала Гамбурцева в период 2008-2012 гг.
реагентов ГПАН и АКОР-БН102 (Лымарь и др., 2006).
Вторым перспективным направлением в области внедрения новых технологических приемов изоляции водо-притока является опробованная в условиях скважин нефтяных месторождений Республики Беларусь технология закачки ВИС в режиме низкочастотного импульсного воздействия (Лымарь и др., 2003).
Необходимость проведения исследований в данном направлении обусловлена широким внедрением в промысловую практику ВИС с контактным механизмом образования ТМ на основе химреагентов: гипан, жидкое стекло, ГПАН, ОВП-1 и др.
Технология ограничения водопритока с подобными ВИС включает последовательную порционную закачку в пласт растворов осадкообразователя и осадителя (сшивателя), разделенных буферной жидкостью. Частным случаем является реакция ВИС с пластовой водой. При этом предполагается, что в пласте происходит их перемешивание с образованием ТМ. Эффективность изоляции водо-притока зависит от характера реакции реагентов и коэффициента перемешивания (массообмена) растворов осадкообразователя и осадителя, который определяет объём и скорость образования получаемого продукта реакции, перекрывающего каналы фильтрации.
Одним из перспективных направлений повышения эффективности работ с осадкообразующими ВИС следует считать разработку комплексных технологий, включающих в себя различные методы воздействия.
Для активации массообмена в пористой среде, равномерности закачки по мощности пласта, увеличения объема образующегося ТМ, его прочности и адгезии к породе предложена технология закачки ВИС в пласт в режиме низкочастотного импульсного воздействия (Лымарь и др.,2003).
Испытания новой технологии проведены в скважине 45 Дубровского месторождения. Эффективность предложенной технологии подтверждается сравнением показателей ВИР, выполненных в однотипных геолого-технических условиях скважины 45 (комплексная технология) и 43 (стандартная технология) Дубровского месторождения. Новая технология по сравнению со стандартной не только повышает эффективность ВИР, но и снижаетрасход ВИС в 2-3 раза (Лымарь и др., 2008).
В настоящее время на нефтяных месторождениях Республики Беларусь проходят опытно-промысловые испытания ВИС следующего поколения на основе химреагентов ОВП-2 и различных видов ПАА, а также колтюбинго-вые технологии ВИР.
В работе (Исмагилов и др., 2013) приведены результаты применения водоизоляции трещин в карбонатных коллекторах месторождений Вала Гамбур-цева. Основные характеристики залежей Нядейюского, Черпа-юского и Хасырейского месторождений представлены в табл. 9.
Основными проблемами при разработке этих месторождений является прорыв воды в добывающие скважины через 2-3 месяца после начала закачки в нагнетательные скважины по трещинам, преимущественно в субмеридиональном направлении.
В качестве примера приводятся результаты ограничения водопритоков в добывающие скважины путем закачки разработанной в ООО «РН-УфаНИПИнефть» композиции «сильного геля» на основе полиакриламида и сшивателя.
В качестве сшивателя использовался цитрат алюминия [С3Н4ОН(СОО)3]А1. Закачка состава проводилась в нагнетательную скв. 6022 Нядейюского месторождения (Рис. 2).
В процессе выполнения работ закачали 3 пачки композиции с концентрацией ПАА 0,57% (изоляция), 0,46% (про-давка) и 0,6% (докрепление) общим объемом ~1000 м3.
После проведения работ отмечено значительное снижение обводненности добываемой продукции окружающих добывающих скважин (на 10-15 %) и стабилизация добычи нефти. Дополнительная добыча нефти составила более 30 тыс. т.
В целом от применения данной технологии на месторождениях Вала Гамбурцева в 2008-2012 гг. дополнительно добыто 174,1 тыс.т со средней технологической эффективностью 4,97 тыс.т дополнительно добытой нефти на 1 скважино-операцию (Табл. 10).
Выводы
1. Сложная фильтрационно-емкостная характеристика карбонатного коллектора приводит к раннему обводнению пластов по наиболее проницаемым пропласткам в трещиноватых зонах в процессе эксплуатации нефтяных залежей.
2. Главными задачами совершенствования технологий РИР в карбонатных коллекторах являются снижение стоимости и повышение эффективности работ, которые решаются по двум основным направлениям: внедрение новых водоизолирующих составов и разработка различных технологических схем и приемов.
3. Традиционные методы ограничения водопритока и ремонтно-изоляционных работ, используемые для тер-ригенных коллекторов, не являются универсальными, что предопределяет необходимость поиска и применения в коллекторах с природной (естественной) и искусственной трещиноватостью новых эффективных методов ОВП иРИР.
4. Положительную технологическую эффективность в трещиноватых карбонатных коллекторах показали следующие технологии РИР и ВИР:
Ь 5аЕМТ1Р1САШ"геСНШСА1..1СНЛЗДА1.
182 БЕ^ЕЕ^ЕУ
- тампонажные растворы на углеводородной основе;
- высоковязкая нефть или битумы для водоизоляцион-ных работ;
- водонабухающие полимеры;
- водонабухающие пакеры для изоляции трещиноватых участков горизонтальных стволов скважин;
- закачки вязкопластичных силикатных гелей и полимерных композиций;
- кремнийорганические тампонажные материалы АКОР и составы на их основе.
5. При сопоставимой технологической эффективности наиболее технологичным и относительно малозатратным является применение вязкопластичных силикатных гелей, технологий с использованием тампонажных растворов на углеводородной основе и высоковязкой нефти.
6. В перспективе инновационного развития актуальна разработка комплексных технологий, включающих в себя как водо- и ремонтно-изоляционные работы, так и различные методы воздействия с использованием физических полей.
Литература
Алонов A.A., Бобриков C.B. Опыт применения материала АКОР-БН 102 на Злодаревском месторождении. Сб. трудов: Опыт разработки и применения кремнийорганических тампонажных материалов группы АКОР. Краснодар: ООО «НПФ «Нит-по». 2009. C. 34-36.
Бабенков Е.П. Синтетическое волокно, способ его изготовления, цементный продукт, содержащий указанное волокно, и способ изготовления указанного цементного продукта. Патент РФ № 2339748. 2007.
Байбурдов Т.А., Ступенькова Л.Л., Болотова Л.И. Поведение гидрогелей полимеров акриламида в водных системах. Интервал.
2009. № 1. С. 32.
Берлин A.B. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи. Полимерное воздействие (обзор). Часть I. Изучение эффективности полимерного воздействия. Научно-технический сборник ОАО НК «Роснефть». 2011. Вып. 22, январь-март. С. 16-25.
Бриллиант Л.С., Козлов А.И. Совершенствование технологии ограничения водопритока в скважинах Самотлорского месторождения. Нефтяное хозяйство. 2000. № 9. С. 72-75.
Гаевой Е.Г., Ефимов М.Н., Ефимов Н.Н., Магадов В.Р., Мага-дова Л.А., Силин М.А., Черыгова М.А. Безводный тампонаж-ный раствор. Патент РФ № 2500710. 2012.
Ефимов Н.Н. Изоляция водопритоков в добывающих скважинах с применением тампонажных растворов на углеводородной основе. Инженерная практика. 2011. № 7. С. 56-61.
Ибрагимов Н.Г., Исмагилов Ф.З., Азизова А.К., Любецкий С.В., Катеев Р.И., Исхаков А.Р. Применение водонабухающихпа-керов для изоляции трещиноватых участков горизонтальных стволов скважин залежей 302-303. Нефтяное хозяйство. 2015. № 7. С. 48-50.
Исмагилов Т.А., Игдавлетова М.З., Антонов А.М., Игнатьев А.А., Березин К.Е. Результаты водоизоляции трещин вязкоуп-ругими составами в карбонатных коллекторах. Меж'д. науч. симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». ОАО «ВНИИнефть». М. 2013. Т. 1. С. 102.
Кадыров Р.Р, Патлай Д.А., Хасанова Д.К.,Байбурдов Т.А.,-Ступенькова Л.Л. Ограничение водопритока в трещиновато-пористых карбонатных коллекторах с использованием водонабухаю-щих эластомеров. Нефтяное хозяйство. 2014. № 4. С. 70-71.
Кадыров Р.Р. и др. Новые технологии для водоизоляционных работ в карбонатных коллекторах. Тр. ин-та ТатНИПИнефть. 2008. С. 390-393.
Кадыров Р.Р., Жиркеев А.С., Хасанова Д.К., Кандаурова Г.Ф., Файзуллин И.Н. О применении высоковязкой нефти для водоизоля-ционных работ в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство.
2010. № 1. С. 86-87.
Кандаурова Г.Ф., Хисамов Р.С., Нурмухаметов Р.С., Файзул-лин И.Н., Чендарёв В.В., Кандауров С.В., Степанов А.В. Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ № 2344277. 2008.
Катеев Р.И., Исхаков А.Р., Зарипов И.М. и др. Проведение лабораторных и стендовых исследований при разработке отече-ственноговодонабухающегопакера. Тр. ин-та ТатНИПИнефть. 2014. Вып. 82. С. 235-240.
Курочкин Б.М., Хисамов Р.С., Ахметов И.З. и др. Применение водонабухающего полимера АК-639 при очаговомзаводне-нии на Нурлатской площади. Нефтяное хозяйство. 2006. № 1. С. 68-70.
Лымарь И.В. Обзор новых технологий изоляции водопритока, внедренных на нефтяных месторождениях Республики Беларусь. БелНИПИнефть. Нефтегазовое дело. 2011. № 5. С. 122-133. URL: http://ogbus.ru/authors/Lymar/Lymar_1.pdf
Лымарь И.В., Гулевич В.В., Демяненко Н.А., Макаревич А.В., Пысенков В.Г. Современные технологии ограничения водопритока, применяемые в нефтяных залежах месторождений Республики Беларусь. Сборник трудов конференции Geopetrol-2008. Краков. 2008. С. 745-752.
Лымарь И.В., Демяненко Н.А., Пысенков В.Г., Пирожков В.В. Анализ проведения ремонтно-изоляционных работ на нефтяных месторождениях РУП «ПО «БЕЛОРУСНЕФТЬ» с использованием составов на основе «АКОР-БН102». Интервал. 2007б. № 8. С. 32-37.
Лымарь И.В., Демяненко Н.А., Пысенков В.Г., Пирожков В.В. Проблемы и пути совершенствования технологий ремонтно-изо-ляционных работ на нефтяных месторождениях РУП «ПО «БЕЛОРУСНЕФТЬ». Интервал. 2006. № 6. С. 18-24.
Лымарь И.В., Демяненко Н.А., Родионов В.И., Пирожков В.В., Петренко И.Л. Разработка оборудования и технологии закачки тампонажных составов в пласт при РИР в пульсационном режиме. Сборник научных трудов БелНИПИнефть. Гомель. 2003. Т. 2. С. 96-107.
Лымарь И.В., Пирожков В.В., Пысенков В.Г., Демяненко Н.А. Совершенствование технологий водоизоляционных работ на нефтяных месторождениях РУП «ПО «БЕЛОРУСНЕФТЬ». Материалы научно-практической конференции: Эффективные пути поисков, разведки и разработки залежей нефти Беларуси. Гомель: «ПО «БЕЛОРУСНЕФТЬ». 2007а. С. 511-520.
Магадова Л.А., Шидгинов З.А., Куликов А.Н. Инновационные составы для ОВП и РИР в нефтяных скважинах, разработанные в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина совместно с ЗАО «Химеко-ГАНГ». Нефть. Газ. Новации. 2015 № 1. С. 77-81.
Медведева Н.А. Применение армированных полимерных систем для увеличения нефтеизвлечения и ограничения водопритока в добывающих скважинах. Доклады на конференции молодых ученых «ТатНИПИнефть». Секция «Геология, разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений». 2014. http://www.tatnipi.ru/ sms_2014_1.html
Никитин М.Н., Петухов А.В. Гелеобразующий состав на основе силиката натрия для ограничения водопритока в сложнопост-роенных трещинных коллекторах. Нефтегазовое дело. 2011. № 5. С. 143-153.
О применении новых материалов на углеводородной основе для ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах». 2013. URL: http://chemecoukraine.com/ua/wp-content/uploads/2013/ 11/в-добывающих-скважинах-2010.pdf
Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах с использованием полимерной композиции РЕАКОМ. Меж'д. науч. симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». М. 2013. Т. 2. С. 10-13.
РД 153-39.0-793-12. Инструкция по технологии ограничения водопритока в карбонатных коллекторах с использованием водо-набухающих эластомеров. Р.Р. Кадыров (и др.). Бугульма: ТатНИПИнефть. 2012. С. 13.
Смехов Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. М: Недра. 1974. 200 с.
Соловьёв Р.В., Чезлова А.В., Козлова А. С., Борхович С.Ю. Опыт применения осадкообразующей технологии на основе полимера РЕАКОМ на месторождениях ОАО «Белкамнефть». Меж'д. науч. симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». М. 2011. Т. 2. С. 224-226.
Тхостов Б.А, Везирова А.Д., Вендельштейн Б.Ю., Добрынин В.М. Нефть в трещинных коллекторах. Л: Недра. 1970. 271 с.
НЮЧНО-ТЕХНтЕСХИЙ ЖУРНАЛ
ГЕйРЕСУРСЫ
Сведения об авторах
Елена Назиповна Байкова - кандидат геол.-мин. наук, зам. директора центра планирования и мониторинга ГТМ, АО «ВНИИнефть»
Россия, 127422, Москва, Дмитровский проезд, 10 Тел: +7 495 748-39-49 доб. 7367 E-mail: EBaikova@vniineft.ru
Ренат Халиуллович Муслимов - доктор геол.-мин. наук, профессор кафедры геологии нефти и газа, Казанский федеральный университет
Россия, 420008, Казань, ул. Кремлевская, 4/5 Тел: +7 843 233-73-84, e-mail: davkaeva@mail.ru
Статья поступила в редакцию 01.07.2016
Experience in the Application of Water Shut-off and Remedial Cementing Technologies in Fractured Carbonate Reservoirs
E.N. Baykova1, R.Kh. Muslimov2
'VNIIneft, Moscow, Russia
2Kazan Federal University, Kazan, Russia
Abstract. The early flooding of reservoirs by the most permeable interlayers in fractured zones is the downside of oil deposits development in carbonate rocks. Conventional methods of water shut-off and remedial cementing used for clastic reservoirs are not universal. This situation determines the need to find and apply new effective methods of enhanced oil recovery, diverter technologies, compositions for water shut-off and remedial cementing in the reservoirs with natural and artificial fracturing. The article shows the results of works performed on water shut-off and remedial cementing in wells, the section of which consists of fractured carbonate reservoirs.
Technologies are noted that showed positive technological efficiency. Application of viscoplastic silicate gels, technologies using high-viscosity oil and hydrocarbon-based cement slurries are the most technologically advanced and relatively low-cost.
Keywords: carbonate reservoir, water shut-off, remedial cementing, water shutoff composition, silicone grouting materials, oil-based cement slurries; silicate viscoplastic gels, polymeric compositions
References
Alonov A.A., Bobrikov S.V. Opyt primeneniya materiala AKOR-BN 102 na Zlodarevskom mestorozhdenii [Experience of application of material ACOR BN-102 on Zlodarevsky field]. Sb. trudov: Opyt razrabotki i primeneniya kremniyorganicheskikh tamponazhnykh materialov gruppy AKOR [Collected papers: Experience of the development and application of silicone plugging materials by ACOR group]. Krasnodar: OOO «NPF «Nitpo». 2009. Pp. 34-36. (In Russ.)
Babenkov E.P. Sinteticheskoe volokno, sposob ego izgotovleniya, tsementnyy produkt, soderzhaschiy ukazannoe volokno, i sposob izgotovleniya ukazannogo tsementnogo produkta [Synthetic fibers, a method of its manufacturing, cement product containing fiber and a method of manufacturing of cement product]. Patent RF No. 2339748. 2007. (In Russ.)
Bayburdov T.A., Stupen'kova L.L., Bolotova L.I. Povedenie gidrogeley polimerov akrilamida v vodnykh sistemakh [Behavior of hydrogels acrylamide polymers in aqueous system]. Interval. 2009. No. 1. Pp. 32. (In Russ.)
Berlin A.V. Physical and chemical methods of enhanced oil recovery. Polymer flooding (review). Part I. Nauchno-technicheskiy vestnik OAO «NK «Rosneft». 2011. No. 22.2011. Pp. 16-25. (In Russ.)
Brilliant L.S., Kozlov A.I. Sovershenstvovanie tekhnologii ogranicheniya vodopritoka v skvazhinakh Samotlorskogo mestorozhdeniya [Improving water inflow control technology in wells of Samotlor field]. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry. 2000. No. 9. Pp. 72-75. (In Russ.)
Gaevoy E.G., Efimov M.N., Efimov N.N., Magadov V.R., Magadova L.A., Silin M.A., Cherygova M.A. Bezvodnyy tamponazhnyy rastvor [Anhydrous cement matrix]. Patent RF No. 2500710. 2012. (In Russ.)
Efimov N.N. Izolyatsiya vodopritokov v dobyvayuschikh skvazhinakh s primeneniem tamponazhnykh rastvorov na uglevodorodnoy osnove [Water shutoff in producing wells with cement hydrocarbon-based matrix]. Inzhenernaya praktika = Engineering Practice. 2011. No. 7. Pp. 56-61. (In Russ.)
Guidance document 153-39.0-793-12. Instruktsiya po tekhnologii ogranicheniya vodopritoka v karbonatnykh kollektorakh s ispol'zovaniem vodonabukhayuschikh elastomerov [Instruction on water control in carbonate reservoirs using water-swellable elastomers]. R.R. Kadyrov et al. Bugul'ma: TatNIPIneft'. 2012. P. 13. (In Russ.)
Ibragimov N.G., Ismagilov F.Z., Azizova A.K., Lyubetsky S.V., Kateev R.I., Iskhakov A.R. Experience in application of water-swellable packers for shutting-off the fractured sections of horizontal wells in the deposits 302-303. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry. 2015. No. 7. C. 48-50. (In Russ.)
Ismagilov T.A., Igdavletova M.Z., Antonov A.M., Ignat'ev A.A., Berezin K.E. Rezul'taty vodoizolyatsii treschin vyazkouprugimi sostavami v karbonatnykh kollektorakh [Results of waterproofing cracks by viscoelastic compositions in carbonate reservoirs]. Mezhd. nauchnyy simposium «Teoriya i praktika primeneniya metodov uvelicheniya nefteotdachi plastov» [Int. Scientific Symposium «Theory and practice of application of enhanced oil recovery methods]. JSC «VNIIneft». Moscow. 2013. V. 1. Pp. 102. (In Russ.)
Kadyrov R.R, Patlay D.A., Khasanova D.K., Bayburdov T.A., Stupen'kova L.L. Ogranichenie vodopritoka v treschinovato-poristykh karbonatnykh kollektorakh s ispol'zovaniem vodonabukhayuschikh elastomerov [Water shutoff in porous-fractured carbonate reservoirs using water-swellable elastomers]. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry. 2014. No. 4. Pp. 70-71. (In Russ.)
Kadyrov R.R. et al. Novye tekhnologii dlya vodoizolyatsionnykh rabot v karbonatnykh kollektorakh [New technologies for water shutoff in carbonate reservoirs]. Tr. in-ta TatNIPIneft' [Collected papers of the Institute TatNIPIneft]. 2008. Pp. 390-393. (In Russ.)
Ismagilov T.A., Igdavletova M.Z., Antonov A.M., Ignat'ev A.A., Berezin K.E. Rezul'taty vodoizolyatsii treschin vyazkouprugimi sostavami v karbonatnykh kollektorakh [Results of waterproofing cracks by viscoelastic compositions in carbonate reservoirs]. Mezhd. nauchnyy simposium «Teoriya i praktika primeneniya metodov uvelicheniya nefteotdachi plastov» [Int. Scientific Symposium «Theory and practice of application of enhanced oil recovery methods»]. Moscow: JSC «VNIIneft». 2013. V. 1. Pp. 102. (In Russ.)
t ^ШЕ^^^^ШЯ SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
184 GEDRESURSY
Kadyrov R.R., Zhirkeev A.S., Khasanova D.K., Kandaurova G.F., Fayzullin I.N. O primenenii vysokovyazkoy nefti dlya vodoizolyatsionnykh rabot v karbonatnykh kollektorakh [Application of high-viscosity oil for water shutoff in carbonate reservoirs]. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry. 2010. No. 1. Pp. 86-87. (In Russ.)
Kandaurova G.F., Khisamov R.S., Nurmukhametov R.S., Fayzullin I.N., Chendarev V.V., Kandaurov S.V., Stepanov A.V. Sposob razrabotki neftyanoy zalezhi [A method of oil deposits development]. Patent RF No. 2344277. 2008. (In Russ.)
Kateev R.I., Iskhakov A.R., Zaripov I.M. et al. Provedenie laboratornykh i stendovykh issledovaniy pri razrabotke otechestvennogo vodonabukhayuschego pakera [Conducting laboratory and bench studies during development of native water-swellowable packer]. Tr. in-ta TatNIPIneft' [Collected papers of the Institute TatNIPIneft]. 2014. Is. 82. Pp. 235-240. (In Russ.)
Kurochkin B.M., Khisamov R.S., Akhmetov I.Z. et al. Primenenie vodonabukhayuschego polimera AK-639 pri ochagovom zavodnenii na Nurlatskoy ploschadi [Application of water-swellable polymer AK-639 during flooding on Nurlatsky area]. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry. 2006. No. 1. Pp. 68-70. (In Russ.)
Lymar' I.V. Obzor novykh tekhnologiy izolyatsii vodopritoka, vnedrennykh na neftyanykh mestorozhdeniyakh Respubliki Belarus' [Review of new water shut-off technologies implemented on the oil fields of the Republic of Belarus]. Neftegazovoe delo = Oil and gas business. 2011. No. 5. Pp. 122-133. Available at: http://ogbus.ru/ authors/Lymar/Lymar_1.pdf
Lymar' I.V., Gulevich V.V., Demyanenko N.A., Makarevich A.V., Pysenkov V.G. Sovremennye tekhnologii ogranicheniya vodopritoka, primenyaemye v neftyanykh zalezhakh mestorozhdeniy Respubliki Belarus' [Modern water inflow control technologies used in oil deposits of the Republic of Belarus]. Sbornik trudov konferentsii Geopetrol-2008 [Proc. Conference: Geopetrol-2008]. Krakov. 2008. Pp. 745752.
Lymar' I.V., Demyanenko N.A., Pysenkov V.G., Pirozhkov V.V. Analiz provedeniya remontno-izolyatsionnykh rabot na neftyanykh mestorozhdeniyakh RUP «PO «BELORUSNEFT» s ispol'zovaniem sostavov na osnove «AKOR-BN102» [Analysis of repair and insulation works in the oil fields of Production Association «Belorusneft» with the use of compositions based on ACOR-BN102]. Interval. 2007b. No. 8. Pp. 32-37.
Lymar' I.V., Demyanenko N.A., Pysenkov V.G., Pirozhkov V.V. Problemy i puti sovershenstvovaniya tekhnologiy remontno-izolyatsionnykh rabot na neftyanykh mestorozhdeniyakh RUP «PO «BELORUSNEFT» [Problems and ways of developing of repair and insulation work technologies in the oil fields of Production Association «Belorusneft»]. Interval. 2006. No. 6. Pp. 18-24.
Lymar' I.V., Demyanenko N.A., Rodionov V.I., Pirozhkov V.V., Petrenko I.L. Razrabotka oborudovaniya i tekhnologii zakachki tamponazhnykh sostavov v plast pri RIR v pul'satsionnom rezhime [Development of equipment and technology of grouting compounds injection in formation at RIR in pulsating mode]. Sbornik nauchnykh trudov BelNIPIneft' [Collected papers ofthe BelNIPIneft]. Gomel'. 2003. V. 2. Pp. 96-107.
Lymar' I.V., Pirozhkov V.V., Pysenkov V.G., Demyanenko N.A. Sovershenstvovanie tekhnologiy vodoizolyatsionnykh rabot na neftyanykh mestorozhdeniyakh RUP «PO «BELORUSNEFT» [Developing of water shutoff technology in the oil fields of RUE «Production Association» Belorusneft]. Materialy nauchno-prakticheskoy konferentsii: Effektivnye puti poiskov, razvedki i razrabotki zalezhey nefti Belarusi [Proc. Sci and Practice Conf. «Effective ways of prospecting, exploration and development of oil deposits in Belarus»]. Gomel': «PO «BELORUSNEFT». 2007a. Pp. 511-520.
Magadova L.A., Shidginov Z.A., Kulikov A.N. Innovatsionnye sostavy dlya OVP i RIR v neftyanykh skvazhinakh, razrabotannye v RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina sovmestno s ZAO «Khimeko-GANG» [Innovative formulations for AFP and RIRs in oil wells developed in the Gubkin State University of Oil and Gas together with JSC «Himeko-GANG»]. Neft'. Gaz. Novatsii = Oil. Gas. Innovations. 2015 No. 1. Pp. 77-81.
Medvedeva N.A. Primenenie armirovannykh polimernykh sistem dlya uvelicheniya nefteizvlecheniya i ogranicheniya vodopritoka v dobyvayuschikh skvazhinakh [Application of fiber reinforced polymer systems to increase oil recovery and water control in producing wells]. Doklady na konferentsii molodykh uchenykh «TatNIPIneft'». Sektsiya «Geologiya, razrabotka neftyanykh i neftegazovykh mestorozhdeniy» [Proc. Conference of young scientists of Institute TatNIPIneft. Section «Geology, development of oil and gas fields»]. 2014. Available at: http://www.tatnipi.ru/sms_2014_1.html (In Russ.)
Nikitin M.N., Petukhov A.V. Geleobrazuyuschiy sostav na osnove silikata natriya dlya ogranicheniya vodopritoka v slozhnopostroennykh treschinnykh kollektorakh [The gelling composition based on sodium silicate to reduce water in structurally complex fractured reservoirs]. Neftegazovoe delo = Oil and gas business. 2011. No. 5. Pp. 143-153. (In Russ.)
O primenenii novykh materialov na uglevodorodnoy osnove dlya remontno-izolyatsionnykh rabot v dobyvayuschikh skvazhinakh» [On the application of new materials based on hydrocarbon for repair and insulating work in producing wells]. 2013. Available at: http:// chemecoukraine.com/ua/wp-content/uploads/2 013/11/v-dobyvayuschikh-skvazhinakh-2010.pdf (In Russ.)
Provedenie remontno-izolyatsionnykh rabot v skvazhinakh s ispol'zovaniem polimernoy kompozitsii REAKOM [Carrying out repair and insulating works in wells using the polymer composition REAKOM]. Mezhd. Nauchnyy Simposium «Teoriya i praktika primeneniya metodov uvelicheniya nefteotdachi plastov» [Proc. Sci. Symp. «Theory and practice of application of enhanced oil recovery methods»]. Moscow. 2013. V. 2. Pp. 10-13. (In Russ.)
Smekhov E.M. Teoreticheskie i metodicheskie osnovy poiskov treschinnykh kollektorov nefti i gaza [Theoretical and methodological basis of fractured reservoirs of oil and gas exploration]. Moscow: Nedra Publ. 1974. 200 p. (In Russ.)
Solov'ev R.V., Chezlova A.V., Kozlova A. S., Borkhovich S.Yu. Opyt primeneniya osadkoobrazuyuschey tekhnologii na osnove polimera REAKOM na mestorozhdeniyakh OAO «Belkamneft'» [Experience of application of sedimentation technology based on polymer REAKOM on the fields of «Belkamneft»]. Mezhd. Nauchnyy Simposium «Teoriya i praktika primeneniya metodov uvelicheniya nefteotdachi plastov» [Proc. Sci. Symp. «Theory and practice of application of enhanced oil recovery methods»]. Moscow. 2011. V. 2. Pp. 224-226. (In Russ.)
Tkhostov B.A, Vezirova A.D., Vendel'shteyn B.Yu., Dobrynin V.M. Neft' v treschinnykh kollektorakh [Oil in fractured reservoirs]. Leningrad: Nedra Publ. 1970. 271 p. (In Russ.)
For citation: Baykova E.N., Muslimov R.Kh. Experience in the Application of Water Shut-off and Remedial Cementing Technologies in Fractured Carbonate Reservoirs. Georesursy = Georesources. 2016. V. 18. No. 3. Part 1. Pp. 175-185. DOI: 10.18599/grs.18.3.6
Information about authors
Elena N. Baykova - PhD (Geol. and Min.), Deputy Director, Centre of the geological and technical methods planning and observation, VNIIneft
Russia, 127422, Moscow, Dmitrovskiy proezd, 10
Phone: +7 495 748-39-49 ad. 7367
E-mail: EBaikova@vniineft.ru
Renat Kh. Muslimov - Doctor of Science (Geol. and Min.), Professor, Department of Oil and Gas Geology, Kazan Federal University
Russia, 420008, Kazan, Kremlevskaya str., 4/5
Phone: +7 (843) 233-73-84, e-mail: davkaeva@mail.ru
Manuscript received July 1, 2016
HWMHO-TEXHmECHM KyPHAJI
TEDPECyPChl
