За последние годы на месторождениях РФ проектный КИН значительно снизился, что, безусловно, связано с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов. Проблема повышения коэффициента нефтеизвлечения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами требует применения инновационных подходов или решений с использованием фактических геолого-промысловых данных и эффективных технологий.
В докладе представлены результаты исследований в области ПНП для условий разработки низкопроницаемых и высокотемпературных пластов месторождений Западной Сибири. В Западно-Сибирском нефтегазоносном регионе, на который приходится около половины добываемой нефти в России, применение современных МУН чрезвычайно важно. Представленный в докладе инновационный портфель включает технологии ВПП с применением химреагентов нового поколения:
- термотропный состав «РВ-3П-1» (компоненты при повышенной температуре претерпевают химическое превращение с образованием геля гидрата оксида алюминия);
- полимерная композиция «PAG» (основными компонентами, генерирующими гель, являются полиакриламид «СSE-1614» и cшиватель);
- «Гипан α+» марок А и В (образование полимерного осадка при взаимодействии макромолекул полианионита с ионами алюминия).
Только по технологии «РВ-3П-1» за 2011–2013 гг. выполнено до 112 скважино-обработок и получено более 136,0 тыс. т дополнительной добычи нефти на месторождениях ХМАО. Полимерная технология «PAG» также промышленно апробирована с высокими удельными показателями эффективности (свыше 1000 т дополнительно добытой нефти на 1 скважино-обработку). Гелеобразующий состав на основе реагента «Гипан α+» рекомендован к промышленному внедрению в технологиях ВПП, полученные результаты подтверждаются расчётами рентабельности каждого мероприятия. В технологиях используются реагенты собственного производства.
В перечне применяемых в отрасли технологий появились весьма перспективные классы химических реагентов, рекомендуемые в технологиях ограничения водопритоков: алюмосиликаты «АС-CSE-1313», кислотный состав «CSE-0713» и микрогели с воздействием на низкопроницаемые участки пласта. При смешивании компонентов системы — реагента «AC-CSE-1313» и кислотного состава «CSE-0713» получается гомогенный раствор, имеющий низкую вязкость (1,6–2,5 мПа×с, который через определенное время преобразуется в гелеобразную массу вязкостью до 200 мПа×с и более), что обеспечивает большую глубину проникновения в пласт в процессе обработки скважины. Гелирование раствора в пластовых условиях позволяет создавать прочные экраны на удалении от ПЗС. Имеется промысловый опыт по адаптации технологии ОВП к условиям разработки сложнопостроенных коллекторов месторождений Западной Сибири.
Перспективы увеличения объёмов промышленного внедрения разработанных технологий, безусловно, и есть одна из успешных составляющих программы эффективной разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами УВС, поддержания базовой добычи нефти и снижения попутнодобываемой воды.