повышение нефтеотдачи пластов

Если честно, до сих пор встречаю проекты, где повышение нефтеотдачи сводят к закачке реагентов по шаблону — мол, закачали полимерный раствор и ждём чуда. На деле же каждый пласт сопротивляется по-своему, и вот этот момент как раз упускают в отчётностях.

Где кроются реальные проблемы

Возьмём классику — трещиноватые коллекторы Западной Сибири. В 2018-м на месторождении под Нижневартовском мы запустили полимерное заводнение, а отдача выросла всего на 4%. Оказалось, предварительное моделирование не учло сезонные колебания пластовой температуры — полимер попросту терял вязкость к июлю.

Кстати, о вязкости. Сейчас многие ринулись за умными составами, но забывают про банальную совместимость с пластовой водой. Как-то пришлось экстренно останавливать закачку из-за выпадения осадка — технолог не проверил содержание ионов кальция. Мелочь? А простой обошёлся в трое суток добычи.

Именно поэтому мы теперь всегда тестируем реагенты в полевой лаборатории. Не ту, что для отчётности, а ту, где пробы берут сразу после отбора керна. Да, это удлиняет подготовку на неделю, зато потом не приходится переделывать всю программу.

Оборудование и материалы: что действительно работает

С проппантами история отдельная. Раньше брали первый попавшийся сертифицированный материал, пока не столкнулись с разрушением гранул в карбонатных коллекторах. Сейчас сотрудничаем с ООО Цинтунсяский завод пропантов Жуйтун — их проппанты с покрытием выдерживают закрытие трещин до 8000 psi, проверяли на Когалымском месторождении.

Кстати, их сайт https://www.rtzcj.ru сейчас обновили — появились данные по тестам в солёных средах. Для нас это критично, так как на Ванкоре минерализация воды до 120 г/л. Раньше приходилось импортные аналоги закупать, а сейчас берём локально — и по цене выгоднее, и логистика проще.

Барит ихний тоже неплохо себя показывает — правда, при условии правильной подготовки суспензии. Один раз недосмотрели за скоростью перемешивания, получили седиментацию в танках. Пришлось промывать систему, терять время. Теперь всегда вывешиваем памятку операторам прямо на установках.

Методы, которые редко обсуждают открыто

Микроэмульсионные составы — тема спорная. В теории всё гладко: снижают межфазное натяжение, вытесняют остаточную нефть. Но на практике стабильность эмульсии редко держится дольше трёх месяцев. Особенно в пластах с перепадом температур по разрезу.

Помню, в 2020-м пытались применить технологию с чередующейся закачкой ПАВ и щёлочи. Результат? Нефть пошла, но вместе с ней — такие отложения в призабойной зоне, что потом три месяца скважину реанимировали. Вывод: любой метод требует адаптации под конкретные геологические условия.

Сейчас экспериментируем с совмещёнными методами — например, термополимерная обработка для высоковязких нефтей. Пока данные обнадёживают, но говорить о стабильной эффективности рано. Через полгода будет яснее.

Ошибки, которые лучше не повторять

Самая частая — экономия на мониторинге. Был случай: закачали дорогущий состав, а контрольные наблюдения сократили 'для оптимизации бюджета'. В итоге не заметили переток в вышележащий пласт, потеряли 40% реагента.

Другая крайность — слепое доверие к моделированию. Компьютерные расчёты — это хорошо, но без каротажа и гидродинамических исследований они просто красивая картинка. Особенно когда дело касается повышения нефтеотдачи в зонах с тектоническими нарушениями.

И да, никогда не игнорируйте опыт соседних месторождений. Как-то пренебрёгли данными с Юрубчено-Тохомского участка — решили, что у нас коллектор лучше. Оказалось, та же проблема с сорбцией реагентов, только масштабом больше.

Перспективы, которые видятся на горизонте

Сейчас активно развиваем направление умных водоразделов. Не те, что в презентациях рисуют, а реальные системы с обратной связью. Уже есть первые успехи на mature месторождениях — удаётся точечно воздействовать на обводнённые интервалы.

Биотехнологии тоже постепенно переходят из разряда экзотики в рабочие инструменты. Правда, пока больше для обработки призабойной зоны. Полномасштабное микробиологическое воздействие — это ещё лет пять исследований как минимум.

И конечно, нельзя забывать про старый добрый гидроразрыв. Только сейчас он становится действительно контролируемым — благодаря улучшенным проппантам вроде тех, что производит ООО Цинтунся Жуйтун Пропант. Их низкоплотные материалы особенно хороши для горизонтальных скважин с большим протяжением трещин.

Вместо заключения: о чём важно помнить

Любое повышение нефтеотдачи пластов начинается не с закачки реагентов, а с изучения керна. Сколько раз видел, как пробы месяцами лежат в коробках, пока технолог ищет 'идеальный' состав. Лучше потратить время на петрофизические исследования — они окупаются многократно.

Не гонитесь за модными терминами. Иногда простое оптимизирование системы заводнения даёт больший эффект, чем дорогостоящие реагенты. Особенно на поздней стадии разработки.

И главное — держите связь с производственниками. Технолог в офисе может написать красивый отчёт, но только оператор на кусте видит, как система ведёт себя в реальных условиях. Их наблюдения часто ценнее всех компьютерных моделей вместе взятых.