Увеличение нефтеотдачи в карбонатных коллекторах

Представлена информация о новых физико-химических технологиях с применением термотропных наноструктурированных гелеобразующих композиций для ограничения водопритока, увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки залежей высоковязких нефтей с карбонатными коллекторами, а также «холодных» технологиях с применением нефтевытесняющих композиций с регулируемой вязкостью и щелочностью, имеющих низкую температуру замерзания (минус 20 ÷ минус 60 оС).

Приведены результаты опытно-промышленных испытаний новых технологий в 2014-2016 гг на пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения при естественном режиме разработки, заводнении, при пароциклической обработке и в зоне площадной закачки пара.

Технологии показали высокую эффективность - снижение обводненности, увеличение дебитов по нефти и интенсификацию разработки и были рекомендованы к промышленному применению.

Созданные физико-химические технологии увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритока перспективны для применение на месторождениях с трудно извлекаемыми запасами (ТРИЗ), разрабатываемых в экстремальных климатических условиях северных регионов, в том числе залежей с карбонатными коллекторами, содержащими тяжелые, высоковязкие нефти. Промышленное применение новых технологий позволит осуществлять рентабельную эксплуатацию месторождений, будет способствовать развитию нефтедобывающей промышленности в северных регионах.

В мировом балансе энергоносителей доля углеводородов, сосредоточенных в карбонатных коллекторах, играет все более существенную роль - большинство новых месторождений относится именно к этой категории. Карбонатные коллекторы присутствуют на месторождениях бассейна Персидского залива, нефтегазоносных бассейнов США и Канады, в Прикаспийском бассейне. На них приходится 42% запасов нефти и 23% газа [1-3].

Последние десятилетия развития нефтяной промышленности России характеризуются ухудшением структуры запасов нефти.

Особое внимание все больше уделяется проблеме разработки залежей нефти, сложенных карбонатными коллекторами, содержащими нефть повышенной и высокой вязкости.

Запасы нефти, приуроченные к карбонатным коллекторам с содержанием в них вязкой и высоковязкой нефти, к настоящему времени составляют в мире более 30% от всех разведанных запасов. В России запасы нефти в таких коллекторах составляют более 50%, в Удмуртии - 70% [3]. На месторождениях Газпром нефти около 40% остаточных запасов, или почти 600 млн т углеводородов, содержится в карбонатных коллекторах [1]. Наиболее крупными активами с такими залежами являются Восточный участок Оренбургского месторождения, Куюмбинское и Чонское месторождения в Восточной Сибири, проект Бадра в Ираке, Приразломное месторождение на шельфе Печорского моря. Существующие способы и методы разработки месторождений с карбонатными коллекторами на основе заводнения позволяют достигать конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) не более 0.25 - 0.27 [3].

Неуклонно прогрессирующие потребности мировой экономики в углеводородах будут удовлетворяться в основном за счет освоения новых нефтедобывающих регионов, преимущественно в полярных областях планеты, а также разработки месторождений с трудно извлекаемыми запасами, в том числе тяжелых, высоковязких нефтей и битумов, запасы которых в мире примерно в 5 раз превышают объем остаточных извлекаемых запасов легких нефтей малой и средней вязкости.

В ближайшие десятилетия арктический регион России будет основным резервом нефтегазодобывающей промышленности страны.

Для эффективного освоения нефтяных месторождений с карбонатными коллекторами в северных регионах необходимо создание и широкомасштабное применение научно обоснованных технологий добычи нефти, адаптированных к условиям Севера, разработка новых химических реагентов для осуществления технологий [4-6]. Для решения этих задач может быть востребован многолетний опыт работы Института химии нефти СО РАН (ИХН СО РАН) в области создания физико-химических технологий увеличения нефтеотдачи, в частности, для пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения в республике Коми. В ИХН СО РАН созданы 11 новых промышленных технологий увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритока для месторождений с трудно извлекаемыми запасами, в том числе залежей с карбонатными коллекторами, содержащими тяжелые, высоковязкие нефти [6-13].

Технологии промышленно используются нефтяными компаниями ЛУКОЙЛ, Роснефть и др. Организовано промышленное производство ряда композиций, в них используются химические многотажные продукты, с предпочтением недорогих отечественных реагентов. Создана перспективная концепция использования энергии пласта или закачиваемого теплоносителя для генерации непосредственно в пласте химических «интеллектуальных» наноразмерных систем: гелей, золей, растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ) и буферных систем с регулируемой щелочностью, сохраняющих, самоподдерживающих в пласте длительное время комплекс коллоидно-химических свойств, оптимальный для нефтевытеснения.

Гель-технологии для увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритока

На поздней стадии разработки месторождений доминирующая роль принадлежит гель-технологиям, увеличивающим охват пласта заводнением, снижающим обводненность продукции и увеличивающим добычу нефти.

В ИХН СО РАН созданы термотропные гелеобразующие системы, которые в поверхностных условиях являются маловязкими водными растворами, в пластовых - превращаются в гели. Гелеобразование происходит под действием тепловой энергии пласта или закачиваемого теплоносителя, без сшивающих агентов [8-13]. Исследованы кинетика гелеобразования, реологические и фильтрационные характеристики гелей различных типов для неоднородных пластов с проницаемостью в интервале от 0.01 до 10 мкм². Предложены термотропные гелеобразующие композиции: неорганические на основе системы «соль алю­миния - карбамид - вода» и полимерные на основе эфиров целлюлозы с различным временем гелеобразования - от нескольких минут до нескольких суток - в интервале температур 30-320 ^оС. С их использованием разработаны 5 гель-технологий для увеличения нефтеотдачи высоко неоднородных пластов, которые промышленно используются на месторождениях Западной Сибири и республики Коми [8-13]. Экологическая безопасность реагентов, их безвредность для человека позволяют широко использовать гель-технологии на месторождениях России и других стран.

Проведены промысловые испытания и осуществляется промышленное использования комплексных технологий физико-химического и паротеплового воздействия на пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения. Так, в 2010-2014 гг по технологиям ИХН СО РАН обработаны более 170 скважины.

Прирост дебита по нефти составил от 3 до 24 т в сутки на скважину, дополнительная добыча нефти 980 т на скважино-обработку. Геофизические исследования до и после закачки гелеобразующей композиции показали, что происходит перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата пласта паротепловым воздействием. Результаты проведенных работ демонстрируют синергизм методов физико-химического и паротеплового воздействия на пласт, перспективность их комплексного применения для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей [9-11].

В 2014-2016 гг на пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения проведены опытно-промышленные испытания новых технологий ограничения водопритока с применением термотропных гелеобразующих композиций МЕТКА^®, ПСБ и МЕГА.

Обработка добывающих скважин при площадной закачке пара с применением термообратимой гелеобразующей композиции МЕТКА^®

В ИХН СО РАН разработан метод ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи высоко неоднородных пластов путем регулирования фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта заводнением или паротепловым воздействием термообратимыми полимерными гелями МЕТКА^®, которые образуются из растворов полимеров с нижней критической температурой растворения [11-15].

Фактором, вызывающим гелеобразование, является тепловая энергия пласта или закачиваемого теплоносителя. Процесс превращения при повышении температуры маловязкого раствора в гель является обратимым фазовым переходом. Гели устойчивы при температурах до 220^оС и могут использоваться как эффективное средство ограничения водопритока, перераспределения фильтрационных потоков, предотвращения прорыва газа, ликвидации газовых конусов. Композицию МЕТКА^® можно закачивать в нагнетательные, паронагнетательные, пароциклические и добывающие скважины. Следует отметить, что гели МЕТКА^® имеют лучшее сцепление с карбонатным коллектором и выдерживают большие перепады давления, чем неорганические гели гидроксида алюминия.

При площадной закачке пара в добывающих скважинах, гидродинамически связанных с паронагнетательными, через определенное время наблюдается прорыв пара или горячей воды, при этом увеличивается обводненность продукции и снижаются дебиты по нефти. При закачке гелеобразующей композиции в реагирующие добывающие скважины с забойной температурой от 30 до 220^оС непосредственно в пласте происходит образование геля. Это способствует селективному ограничению водопритока из прогретых и промытых пластов, изменению направления фильтрационных потоков, снижению обводнённости, ограничению прорывов закачиваемого рабочего агента.

С целью повышения эффективности системы паротеплового воздействия за счет селективного ограничения водопритока в 2014 г произведена закачка композиции МЕТКА^® в 5 добывающих скважин Усинского месторождения, на участке площадной закачки пара.

Объем закачки композиции - в интервале 19-95 м³ на скважину. После закачки композиции МЕТКА^® наблюдается увеличение дебитов по нефти и снижение обводненности продукции, рис. 1. Дополнительно добытая нефть составила на декабрь 2015 г 11 000 т, в среднем по 2100 т на скважино-обработку. Максимальное зафиксированное абсолютное снижение обводненности 39 % (с 97% до обработки до 58 % после). Среднее снижение обводненности по 5 скважинам 24 %.

Длительность эффекта обработки 16 месяцев. На рис. 1 (а) приведены сводные графики эффекта обработки по 5 скважинам - средние значения месячных дебитов по нефти и обводненности продукции до и после обработки композицией МЕТКА^®. По результатам опытно-промышленных работ (ОПР) технология селективного ограничения водопритока добывающих скважин при площадной закачке пара с применением термообратимой полимерной гелеобразующей композиции МЕТКА^® рекомендована к промышленному использованию.

В 2015 г успешно проведена обработка композицией МЕТКА^® еще 5 добывающих скважин.

Рисунок 1 - Результаты ОПР по ограничению водопритока с применением композиции МЕТКА® на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения:

(а) - суммарно по 5 добывающим скважинам, увеличение дебитов по нефти, снижение обводненности; (б) - прирост среднемесячного дебита за весь период наблюдения (16 мес.) по скважинам после обработки композицией МЕТКА^®

Ограничение водопритоков и прорывов газа с применением гелеобразующей композиции ПСБ

В ИХН СО РАН разработана технология ограничения прорыва воды и газа в добывающих скважинах гелеобразующей композицией ПСБ на основе водорастворимого полимера, аддукта неорганической кислоты и многоатомного спирта, генеpиpующей в пласте гель при пластовых температурах [15].

Технология направлена на повышение эффективности работы скважин за счет ограничения прорыва газа и воды, увеличение дебитов по нефти и по жидкости. Технология заключается в нагнетании в добывающие скважины чередующихся оторочек водных растворов гелеобразующей композиций ПСБ - гелеобразователя (раствор 1) и сшивателя (раствор 2), способных образовывать гели непосредственно в пластовых условиях.

Образующиеся в пласте гели блокируют прорывы газа, что приводит к повышению эффективности работы скважин и увеличению добычи нефти. Технология применима в широком интервале температур, на нефтяных месторождениях с терригенными и карбонатными коллекторами, в различных геолого-физических условиях и на разных стадиях разработки месторождений, в частности, в условиях пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения. В композициях ПСБ используется водорастворимый полимер с верхней критической температурой растворения, пленки которого имеют наиболее низкую газопроницаемость из промышленных полимеров.

Первые промысловые испытания композиции проведены в конце 2015 г ОСК в ТПП Лукойл-Усинскнефтегаз, Лукойл-Коми на 5 добывающих скважинах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. В каждую скважину произведена закачка 60-96 м³ композиции ПСБ (48 м³ раствора полимера со структурообразователем и 12-48 м³ сшивателя). Даты обработок, номера скважин и параметры их работы по замерам ОСК приведены в таблице 1. В среднем по обработанным ПСБ скважинам отмечается снижение обводненности, снижение дебитов по жидкости и увеличение добычи нефти.

Таблица 1 - Ограничение прорывов воды и газа в добывающих скважинах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения с применением гелеобразующей композиции ПСБ за 2015 г, исполнитель ОСК

Номер скважины	Дата ОПР	До обработки			После обработки
		Дебит жидкости, м3/сут	Дебит нефти, т/сут	% воды	Дебит жидкости, м3/сут	Дебит нефти, т/сут	% воды
2869	05.11.15	37.8	9.94	73.7	45.33	10.94	76.43
3150	30.11.15	49.4	0.7	98.7	36	9.7	73.1
1223	02.12.15	32.3	2.4	92.5	17.1	8.5	50.3
2762	28.10.15	37.3	2.99	91.9	14.1	7	50.33
8306	30.12.15	53.5	0.3	99.4	46.9	6.3	86.5

На рис. 2 (а) приведен сводный результат эффекта обработки по 5 скважинам, по данным месячных эксплуатационных рапортов (МЭР) на январь 2017 г. На последний месяц наблюдения, январь 2017 г, эффект закончен, продолжительность эффекта 14 месяцев. Значения накопленного эффекта находятся в диапазоне 20-3800 т дополнительно добытой нефти на скважину, среднее значение ~1300 т на скважину (~6500 т по 5 скважинам суммарно).

Рисунок 2 - Результаты ОПР по ограничению водопритока с применением композиции ПСБ на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения:

(а) - суммарно по 5 добывающим скважинам, увеличение дебитов по нефти, снижение обводненности; (б) - прирост среднемесячного дебита за весь период наблюдения (14 мес.) по отдельным скважинам после обработки композицией ПСБ

Ограничениея водопритока с применением термотропной наноструктурированной композиции МЕГА с двумя гелеобразующими компонентами

Для ограничения водопритока и увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении, паротепловом и пароциклическом воздействии, улучшения структурно-механических свойств гелей в ИХН СО РАН создана композиция МЕГА на основе системы «соль алюминия - простой эфир целлюлозы - карбамид - вода» с двумя гелеобразующими компонентами: термотропными полимерными растворами с нижней критической температурой растворения на основе эфиров целлюлозы («простой эфир целлюлозы - карбамид - вода»), образующими гели за счет обратимого фазового перехода, и термотропными неорганическими растворами «соль алюминия - карбамид - вода», образующими гели за счет реакции гидроксополиконденсации ионов алюминия [16]. Они образуют связнодисперсные наноразмерные структуры типа «гель в геле».

При нагревании выше нижней критической температуры растворения эфира целлюлозы в системе за счет фазового перехода сначала образуется полимерный гель, а затем внутри полимерного геля по механизму гидролитической поликонденсации, инициируемой продуктами гидролиза карбамида, образуется гель гидроксида алюминия. В результате улучшаются структурно-механические свойства геля, его вязкость и упругость кратно возрастают. Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв воды или пара из нагнетательных в добывающие скважины, перераспределяют фильтрационные потоки пластовых флюидов в нефтяном пласте, что приводит к стабилизации либо снижении обводненности продукции окружающих добывающих или пароциклических скважин, увеличению добычи нефти.

Комбинированные наноструктурированные гели, полученные из термотропной композиции МЕГА с 2^мя гелеобразующими агентами - полимерным и неорганическим, как и гели на основе только эфира целлюлозы, будут иметь лучшее сцепление с карбонатным коллектором, чем гели гидроксида алюминия.

Композиция перспективна для создания противофильтрационных барьеров и экранов в нефтяных пластах с целью увеличения нефтеотдачи и изоляции водопритоков.

Областью применения технологии являются пласты с температурой 60-220 ^оС, в частности, разрабатываемые или вводимые в разработку заводнением или паротепловым и пароциклическим воздействием. Тип коллектора - терригенный, полимиктовый или карбонатный, неоднородный. Технология применяется в отдельных водонагнетательных, паронагнетательных, пароциклических и добывающих скважинах, в группе добывающих и нагнетательных скважин, или осуществляется в целом на объекте, месторождении.

Первые промысловые испытания гелеобразующей наноструктурированной композиции МЕГА для ограничения водопритока и увеличения нефтеотдачи проведены ОСК в конце 2016 г по заказу ТПП Лукойл-Усинскнефтегаз, Лукойл-Коми на 5 добывающих скважинах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения: на двух (№ 7054 и № 8126) - при пароциклической обработке (ПЦО) и на трех скважинах (№№ 6170, 6108 и 4560) - на участке паротеплового воздействия (ПТВ), в зоне площадной закачки пара. Даты обработок и объемы композиции приведены в таблице 2.

Объем закачиваемой композиции составлял 80-120 м³ на скважину, таблица 3. На текущий момент получены первые промысловые данные по эффекту обработки для трех скважин (таблица 4): для скважины № 7054 - при ПЦО, для скважин № 6170 и № 6108 - в зоне паротеплового воздействия. После обработки скважин регистрируется значительное снижение обводненности, на 12-40 %, и значительное увеличение дебитов по нефти в первые месяцы после обработки, табл. 3, рис. 3, 4. Эффект обработки по скважине № 7054 (рис. 3 а) только за первые три месяца составил ~1700 т дополнительно добытой нефти.

Таблица 2 - Ограничения водопритока с применением гелеобразующей композиции МЕГА при ПЦО и в зоне паротеплового воздействия

на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения

№ п/п	Номер скважины	Вид обработки	Дата обработки	Объем готовой композиции, м3
1	7054	При ПЦО	06-07.10.2016	80
2	8126	При ПЦО	31.10-01.11.2016	80
3	6170	В зоне ПТВ	14-16.11.2016	90
4	6108	В зоне ПТВ	25-27.11.2016	85
5	4560	В зоне ПТВ	10-12.12.2016	119

Таблица 3 - Эффект обработки гелеобразующей композицией МЕГА добывающих скважин при ПЦО и в зоне паротеплового воздействия

на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения

Номер скважины	До обработки			После обработки
	Дебит жидкости, м3/сут	Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %	Дебит жидкости, м3/сут	Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %
7054	42.0	6.1	85.0	74.0	41.1	43.8
6170	55.9	0.8	98.6	41.6	6.0	85.6
6108	56.3	2.0	96.4	51.6	11.5	77.8

Результаты первых опытно-промышленных работ по технологии с применением гелеобразующей наноструктурированной композиции МЕГА для ограничения водопритока и увеличения нефтеотдачи, проведеные в конце 2016 года на пяти добывающих скважинах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения при пароциклической обработке и в зоне площадной закачки пара, подтверждают способность композиции МЕГА эффективно блокировать поступление воды в добывающие скважины, что приводит к значительному снижению обводненности, на 12-40 %, и кратному увеличению дебитов по нефти. Планируется продолжение исследований в данном направлении для расширения сферы применения технологии.

Рисунок 3 - Результаты ОПР на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения по ограничению водопритока с применением гелеобразующей композиции МЕГА: увеличение дебитов по нефти, снижение обводненности: (а) - в добывающей скважине №7054 при ПЦО; (б) - в добывающей скважине № 6108 в зоне паротеплового воздействия

Увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей без теплового воздействия, с применением кислотной нефтевытесняющей композиции с регулируемой вязкостью

В ИХН СО РАН в результате исследования закономерностей регулирования коллоидно-химических и реологических свойств нефтяных дисперсных систем при низкотемпературном физико-химическом воздействии на залежи высоковязкой нефти созданы новые «холодные» физико-химические методы увеличения нефтеотдачи. Для их реализации предложены нефтевытесняющие композиции нового типа -наноструктурированные кислотные и щелочные композиции на основе ПАВ, координирующих растворителей и комплексных соединений, имеющие регулируемую вязкость и высокую нефтевытесняющую способность, сохраняющие в пласте длительное время комплекс коллоидно-химических свойств, оптимальный для целей добычи тяжелых высоковязких нефтей [15, 17, 18]. Для карбонатных коллекторов наибольшую эффективность показала кислотная композиция.

Для увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти залежей высоковязких нефтей в отсутствие паротеплового воздействия, при 20-40^оС, за счет увеличения проницаемости пород коллектора и повышения продуктивности добывающих скважин разработана нефтевытесняющая кислотная композиция пролонгированного действия ГБК на основе ПАВ, аддукта неорганической кислоты и многоатомного спирта. Все используемые реагенты являются продуктами многотажного промышленного производства. Композиция совместима с минерализованными пластовыми водами, имеет низкую температуру замерзания (минус 20 ÷ минус 60 °С), низкое межфазное натяжение на границе с нефтью. Композиция применима в широком интервале температур, от 10 до 130 °С, наиболее эффективна в карбонатных коллекторах, в частности, пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. Композиция обладает замедленной реакцией с карбонатными породами, предотвращает образование в пористой среде нерастворимых продуктов реакции кислоты, оказывает обезвоживающее действие, восстанавливает исходную проницаемость коллектора.

С 29 мая 2014 г по 26 июля 2014 г на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения проведены опытно-промышленные работы с применением кислотной композиции ГБК пролонгированного действия. ОСК произведена закачка композиции в 10 низкопродуктивных добывающих скважин. Объем закачки композиции находился в интервале 30-50 м³, объем концентрата композиции - 9-15 м³. На рисунке 4 представлена характерная реакция скважин непосредственно после закачки, а на рисунке 5 - обобщенный график увеличения дебитов по нефти и по жидкости суммарно по всем 10 скважинам за весь доступный для наблюдения период после обработки - 19 месяцев и средние значения месячных дебитов по нефти для отдельных скважин до и после обработки композицией ГБК (по итогам 19 месяцев).

Рисунок 4 - Результаты ОПР с применением кислотной композиции ГБК пролонгированного действия на низкопродуктивных добывающих скважинах №№ 3057, 1264, 3363, 2856 пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения: увеличение дебитов по нефти (а) и по жидкости (б) непосредственно после закачки

Рисунок 5 - Результаты ОПР с применением кислотной композиции ГБК пролонгированного действия на низкопродуктивных добывающих скважинах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения: (а) - суммарно по 10 добывающим скважинам, увеличение дебитов по нефти, снижение обводненности; (б) - среднее значение месячных дебитов по нефти для отдельных скважин за весь период наблюдения (19 мес) по отдельным скважинам до и после обработки композицией ГБК

После закачки кислотной композиции ГБК пролонгированного действия на основе ПАВ, аддукта неорганической кислоты и полиола наблюдается увеличение дебитов по нефти на 5.5‑14.8 т/сут, увеличение дебитов по жидкости на 15-25 м³/сут. Средний дебит по нефти для одной скважины до обработки составлял 80 т/мес, по результатам 19 мес после обработки - 185 т/мес, то есть прирост дебита по нефти составил в среднем 104 т/мес на скважину. Дополнительно добытая нефть за весь период наблюдения (19 мес) составила ~20 000 т по 10 скважинам, ~ 2000 т/скв., эффект продолжается.

По результатам проведенных работ технология применения кислотной композиции ГБК пролонгированного действия для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти за счет увеличения проницаемости пород карбонатного коллектора и повышения продуктивности низкопродуктивных добывающих скважин была рекомендована к промышленному применению.

Масштабное промышленное применение новых «холодных» физико-химических технологий увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей, без тепового воздействия, увеличивающих коэффициент нефтевытеснения при одновременной интенсификации разработки, позволит продлить рентабельную эксплуатацию месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, и вовлечь в разработку месторождения с трудно извлекаемыми запасами углеводородного сырья, в том числе залежи высоковязких нефтей и месторождения Арктического региона, будет способствовать развитию нефтедобывающей промышленности, расширению ее топливно-энергетической базы.

Заключение

Для увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритока месторождений с трудно извлекаемыми запасами, в том числе залежей с карбонатными коллекторами, содержащими тяжелые, высоковязкие нефти, в Институте химии нефти СО РАН созданы технологии с применением термотропных гелеобразующих композиций: с одним гелеобразующим компонентом (композиции МЕТКА^® и ПСБ) и 2^мя гелеобразующими компонентами - полимерным и неорганическим (композиция МЕГА) с улучшенными реологическими характеристиками и структурно-механическими свойствами. Композиции образуют непосредственно в пласте с температурой 60-220^оС при заводнении, паротепловом и пароциклическом воздействии связнодисперсные наноразмерные структуры. Фактором, вызывающим гелеобразование, является тепловая энергия пласта или закачиваемого теплоносителя, без сшивающего агента. Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв воды или пара из нагнетательных в добывающие скважины, перераспределяют фильтрационные потоки пластовых флюидов в нефтяном пласте, что приводит к стабилизации либо снижении обводненности продукции окружающих добывающих или пароциклических скважин, увеличению добычи нефти.

Результаты проведенных в 2014-2016 гг опытно-промышленные испытания новых технологий ограничения водопритока с применением термотропных гелеобразующих композиций МЕТКА^®, ПСБ и МЕГА на пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения при естественном режиме разработки, при пароциклической обработке и в зоне площадной закачки пара, подтвердили способность композиций эффективно блокировать поступление воды в добывающие скважины, что приводит к значительному снижению обводненности и кратному увеличению дебитов по нефти.

Для увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки залежей тяжелых, высоковязких нефтей с карбонатным коллектором, с низкой пластовой температурой, без паротеплового воздействия, предложены «холодные» физико-химические технологии с применением нефтевытесняющих композиций с регулируемой вязкостью и щелочностью, имеющих низкую температуру замерзания (минус 20 ÷ минус 60 ^оС). Результаты опытно-промышленных испытаний технологии увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи с применением нефтевытесняющей кислотной композиции пролонгированного действия ГБК на основе ПАВ, аддукта неорганической кислоты и многоатомного спирта показали высокую эффективность - увеличение дебитов по нефти и интенсификацию разработки. Технология была рекомендована к промышленному применению.

Созданные физико-химические технологии увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритока перспективны для применение на месторождениях с трудно извлекаемыми запасами, разрабатываемых в экстремальных климатических условиях северных регионов, в том числе залежей с карбонатными коллекторами, содержащими тяжелые, высоковязкие нефти. Промышленное применение новых технологий позволит осуществлять рентабельную эксплуатацию месторождений, будет способствовать развитию нефтедобывающей промышленности в северных регионах.

Литература

1. «Газпром нефть» подбирает технологии для добычи нефти из карбонатных и трещиноватых коллекторов. http://oilgascom.com/%E2%80%A2-gazprom-neft-podbiraet-texnologii-dlya-dobychi-nefti-iz-karbonatnyx-i... Обращение 24.03.2017.
2. Типы коллекторов и флюидоупоров. /tech_library/view/4675-Tipy-kollektorov-i-flyuidouporov Обращение 24.03.2017.

1. Волков К. А., Борхович С. Ю., Волков А. Я., Миловзоров г В., Чеботарев В.В. Исследование термоциклического воздействмя на призабойную зону скважин. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 6 Стр.198-203. http://www.ogbus.ru Обращение 24.03.2017.
2. А.Б. Золотухин, О.Т. Гудместад, Э.Т. Ярлсбю. Ресурсы нефти и газа, разработка шельфовых месторождений. Издательство WIT press, Southampton, Великобритания, 2011 г, 279 с. (русское издание).
3. Сергей Барков, Евгений Грунис, Александр Хавкин. Нефтедобыча: запасы и КИН. /science/view/932/ Обращение 26.05.2015.
4. Altunina, L., Kuvshinov, V., Kuvshinov, I. Promising physical-chemical IOR technologies for Arctic oilfields // Society of Petroleum Engineers - SPE Arctic and Extreme Environments Conference and Exhibition, AEE, 2013. - 2, pp. 1057-1082. Document Type: Conference Paper.
5. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений (обзор) // Успехи химии. - 2007. - Т. 76. - № 10. - С. 1034-1052.
6. L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov, Improved oil recovery of high-viscosity oil pools with physicochemical methods at thermal-steam treatments"// Oil&Gas Science and Technology. - 2008. - V. 63, №1. P: 37-48.
7. Altunina L. K. Thermotropic Inorganic Gels for Enhanced Oil Recovery / L. K. Altunina, V.A. Kuvshinov // Progress in Oilfield Chemistry. - V. 9. - Recent Innovations in Oil and Gas Recovery. Ed. by Istvan Lakatos. - Akademiai Kiado, Budapest. 2011. - P. 165-178.
8. Altunina L.K. Integrated IOR technologies for heavy oil pools / L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov, M.V. Chertenkov, S.O. Ursegov // Abstract Book of the 21^st World Petroleum Congress. - Moscow, Russia. June 15-19, 2014. - P. 10-11.
9. Алтунина Л.К. Физико-химические и комплексные технологии увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, И.В. Кувшинов // Нефть и Газ (Казахстан). - 2015. - № 3 (87). - С. 31-50.
10. Altunina L.K. Improved cyclic-steam well treatment using thermoreversible polymer gels. / L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov, L.A. Stasyeva, V.N. Alekseev // Progress in Oilfield Chemistry. V. 7. Smart Fields, Smart Wells and Smart Technologies. Ed. by Istvan Lakatos. - 2007. - P. 75-82.
11. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. Термообратимые полимерные гели для увеличения нефтеотдачи //Химия в интересах устойчивого развития. - 2011. - № 19. - №2 - С.127-136.
12. Altunina L.K. Gel-forming METKA^® system for selective water shutoff and enhanced oil recovery from Permocarbonic deposit in Usinskoye oilfield / L.K. Altunina, L.A. Stasyeva, V.V. Kozlov, V.A. Kuvshinov // AIP Conference Proceedings 1683, 020007 (2015); http://dx.doi.org/10.1063/1.4932697
13. Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Kuvshinov I.V. Physicochemical technologies for enhanced oil recovery in deposits with difficult-to-recover reserves /AIP Conference Proceedings. USA. 2016. V.1783. P. 020004.
14. Altunina L.K. Thermotropic nanostructured "gel in gel" systems for improved oil recovery and water shutoff / L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov, L. A. Stasyeva // AIP Conference Proceedings 1683, 020207 (2015); http://dx.doi.org/10.1063/1.4932695.
15. Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Kuvshinov I.V. «Cold» technologies for enhanced oil recovery from high-viscosity oil pools in carbonate reservoirs / Conference Proceeding, April 11-14, 2016, Saint Petersburg. Paper Th A 04. - flash-memory.
16. Алтунина Л. «Холодные» технологии повышения нефтеотдачи. Внутрипластовые smart-композиции для высоковязкой нефти / Л. Алтунина, В. Кувшинов, И. Кувшинов, М. Чертенков // Oil&Gas Journal Russia. - 2016. - №1. - С. 16 - 20.

Автор: Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, И. В. Кувшинов, ИХН СО РАН,