«СТРУКТУРООБРАЗУЮЩИЕ  КОМПОЗИЦИИ»

     Рассмотрим  пример разработки нефтяного пласта с применением структурообразующей композиции (СОК) на основе полимера и модифицированного глинопорошка.

     Сущность  метода заключается в том, что в нефтяной пласт закачивается композиция, состоящая из водорастворимого полимера и водной суспензии модифицированного глинопорошка. Модифицированный глинопорошок представляет собой монтмориллонитовую глину, на поверхности которой предварительно адсорбированы ионы хрома. Это позволяет повысить охват пласта заводнением.

     Характеристики  распределения фильтрационных потоков  по пропласткам показали увеличение охвата модели пласта в результате закачки СОК. Эта технология, направленная на повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки, по результатам лабораторных данных и проведенных промысловых испытаний является эффективным методом вовлечения в разработку дополнительных запасов нефти.

     Преимущество  данной технологии – ее экологическая  безопасность для нефтяных месторождений, доступность сырьевой базы, использование готовых производственных и технологических узлов для ее приготовления и закачки в пласт. 

     Полимерное  заводнение. 

     Полимерное  заводнение – это технологически простой и высокоэффективный метод повышения нефтеотдачи пластов, основанный на добавке к воде небольшого количества водорастворимых полимеров при обычном заводнении нефтяных пластов.

     Сущность  метода заключается в изменении  соотношения подвижности вытесняющей  жидкости и пластовой нефти вследствие увеличения вязкости закачиваемой воды за счет содержания в ней высокомолекулярных полимеров. Увеличение вязкости и снижение подвижности воды способствуют выравниванию фронта вытеснения, замедляя ее продвижение в высокопроницаемых зонах, уменьшая вязкостное языкообразование. Эти факторы вызывают повышение коэффициентов охвата и вытеснения при заводнении. Размер оторочки полимерного раствора составляет 10-30 % количества первоначально содержащейся нефти в пласте. Оторочку раствора полимера можно закачивать на любой стадии разработки, но наибольший эффект получается при применении на начальной стадии.

     В осложненных геолого-физических условиях залежи (резкая неоднородность пласта по проницаемости, наличие высокопроницаемых  зон, трещин, повышенная вязкость нефти и как следствие ранняя обводненность скважин) применяется воздействие на пласт сшитыми полимерными системами (СПС).

     Сущность  метода с применением СПС заключается  в добавке к раствору полиакриламида небольшого количества (сотые доли процента) сшивающего агента, под действием которого происходит структурирование ("сшивка") макромолекул полимера в пористой среде с образованием геля в зонах высокой проницаемости пласта или в трещинах, куда в основном проникает СПС при закачке в скважину. С 1993 г. метод СПС применен на 34 нагнетательных скважинах (7 участков). На 1 т закачанного раствора получено от 250 до 10 500 т нефти.

«Закачка полимердисперсных систем (ПДС)» 

     Закачка полимердисперсных систем (ПДС). Этот метод основан на модели воздействия на нефтеводонасыщенный пласт путем повышения фильтрационного сопротивления обводненных пропластков, которая принята за основу при разработке технологий применения водоизолирующих химреагентов для увеличения коэффициента охвата пласта заводнением в целях повышения конечной нефтеотдачи на поздней стадии эксплуатации.                      Для реализации этой модели НИИнефтепромхимом и научно-производственной фирмой "ИДЖАТ Лтд" был разработан новый принцип получения водоизолирующей массы в пластовых условиях на основе флокулирующих свойств полимеров относительно дисперсных частиц горных пород с образованием полимердисперсных систем, позволяющий избирательно повышать фильтрационное сопротивление обводненных зон коллектора.

     Отличие воздействия ПДС на пласт от полимерного  заводнения заключается в том, что остаточный фактор сопротивления, создаваемый ПДС, возрастает с увеличением проницаемости пористой среды, в то время как для полимерного раствора он уменьшается. Это является одним из определяющих условий эффективного применения ПДС в промытых зонах. При применении ПДС в обводненных пропластках избирательно образуются полимер-минеральные комплексы, снижая тем самым степень неоднородности пласта. В результате происходят перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата пласта заводнением.

     Различные модифицирующие добавки обеспечивают создание ПДС с регулируемыми свойствами, что позволяет использовать их в различных специфических условиях эксплуатации продуктивных пластов с богатым разнообразием физико-химических свойств насыщающих жидкостей.

     Получены  результаты применения ряда технологий на месторождениях Западной Сибири. Средние показатели по добыче дополнительной нефти составили 2-13 тыс. т, хотя в отдельных случаях они достигали 25-60 тыс. т на один обработанный участок.

     Технология  ПДС, показавшая высокую эффективность, и широко внедрена на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Только на 692 контролируемых участках количество дополнительной нефти превысило 2,6 млн т, по отдельным участкам дополнительная добыча нефти достигала 40 тыс. т при длительности эффекта 3 года.

     Предложенный  ряд технологий повышения нефтеотдачи  пластов позволяет увеличить  отбор нефти в осложненных  условиях разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, в высокообводненных и низкопродуктивных пластах, связанных как с обводнением пластов с высокими коллекторскими свойствами, так и выработкой запасов в низкопроницаемых зонах объектов. Установлена возможность эффективного воздействия на карбонатные коллекторы модифицированными ПДС. 
 
 

     Заключение

     В XXI в. для поддержания уровня добычи во многих районах России необходимо эффективно использовать имеющиеся  месторождения, большинство которых  из числа разрабатываемых находится  на стадии исчерпания активных рентабельных запасов. Их доля может еще уменьшится в связи с неожиданным падением цен на нефть, что может случиться в любое время. Под угрозой закрытия, ликвидации или консервации окажутся целые промыслы и районы в Западной Сибири. Россия не сможет наполнить своей нефтью и своими нефтепродуктами даже внутренний рынок.  
К сожалению, имеется ряд негативных последствий сверх интенсивного освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири. Форсированная разработка как нефтяных, так и газовых месторождений привела к тому, что текущий коэффициент нефтеотдачи в Западной Сибири даже на завершающей стадии активного освоения составляет всего лишь 25-30 %, а в юрских отложениях - 15 %. Обводненность добываемой продукции в среднем по России составляет 82 %. Есть разрабатываемые месторождения в Западной Сибири, где в добываемой жидкости из скважин нефть составляет менее 10 %.

     Среднесуточный  дебит нефти одной скважины в  России сегодня 7,4 т, и только высокая  цена на нефть позволяет временно считать такие дебиты рентабельными. Кстати, и скважинный среднесуточный дебит газа в России немного превышает 6000 м3. Флюидодинамические процессы в газовых месторождениях более мобильны, и чрезмерно форсированный отбор ведет не только к быстрой потере пластовой энергии, но и снижению ресурсного потенциала, что можно наблюдать на газовых гигантах Западной Сибири. Следовательно, без ввода в разработку новых месторождений на Ямале добыча газа будет снижаться.  

     Обладая мощной нефтегазовой индустрией во всей совокупности, России приходится решать сложные задачи. Видимо, в новой  стратегии развития нефтегазовой промышленности определяющим должно быть усиление роли государственных рычагов управления. По мнению российских ученых и независимых экспертов необходимо учитывать и постоянно корректировать такие важные параметры, как: экспортное и внутреннее потребление; оперативное регулирование финансовыми и инвестиционными потоками; налоговую систему; наличие резервных объемов нефти и газа, в т.ч. в подземных нефтяных и газовых хранилищах, которые можно использовать в качестве залогового инструмента; восполнение рентабельных разведанных запасов за счет открытия собственных крупных и высокодебитных месторождений, а также приобретения лицензионных участков (концессий) за рубежом; эффективное освоение имеющегося фонда месторождений и скважин с трудноизвлекаемыми запасами, предусматривая выборочную реабилитацию залежей нефти и газа; новейшие научные достижения и эффективное использование новых технологий. 

     Объективная оценка ситуации заключается в том, что очень мала возможность ввода  в разработку новых крупных и высокодебитных (еще даже не выявленных) месторождений на территории России в ближайшие 20-25 лет, так как поисково-разведочные работы, как правило, не ориентированы на новые объекты, а привязаны к уже освоенным месторождениям и проводятся в очень малых объемах. Возможно в ближайшие два-три десятилетия в нефтяной промышленности России основными объектами будут уже разрабатываемые месторождения.

     В качестве первоочередных мер, предусматривающих  фундаментальные  научные проработки и организационно-техническое и технологическое обеспечение, можно обозначить следующие: 
  1. Настойчиво проводить поиски крупных высокодебитных нефтегазовых месторождений в новых районах на суше и на шельфе и в глубоких продуктивных этажах, в том числе в палеозое Западной Сибири на основе принципиально новых методик и технологий с учетом современных флюидодинамических процессов. Фундаментный палеозой может рассматриваться как главный источник увеличения ресурсной базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. 
  2. Осуществить пересчет (уточнение) остаточных запасов на разрабатываемых или законсервированных объектах Западной Сибири. Периодически производить оценку-экспертизу активных запасов с ранжировкой по продуктивности. Это чрезвычайно важно для текущего и перспективного планирования добычи в стране и для отдельных нефтегазовых компаний. 
  3. Определить индивидуально для каждого объекта оптимальные, щадящие режимы разработки (доразработки) и методы возможно-допустимой интенсификации. Предусмотреть реабилитационные циклы для месторождений и залежей с выработанными активными запасами. Значительная часть "поврежденных" нефтегазонасыщенных объектов, особенно в Западной Сибири, должна быть возвращена в состояние относительного покоя (релаксации) для стабилизации флюидо-динамического равновесия системы. Месторождение для разработки должно передаваться одному недропользователю. Нельзя дробить месторождения на участки и отдельные лицензионные блоки. 
  4. Для проверки научных концепций и разработки новых геолого-геофизических и промысловых технологий на основе "видения" динамических процессов целесообразно создать несколько региональных мониторинговых полигонов. 
Уверенная стратегия дальнейшего развития нефтегазового комплекса России может быть определена только после государственной ревизии имеющихся запасов на всех открытых месторождениях, а также в ходе уверенной реализации поисковых проектов. Россия без собственной нефтегазовой промышленности не может быть устойчиво развивающимся государством. 

     Еще раз подчеркнем, что нефтегазовый потенциал России необъятен. По разведанным запасам она занимает второе место в мире, а суммарные потенциальные углеводородные ресурсы больше, чем у всех остальных стран планеты вместе взятых. Особое значение приобретают перспективы морских акваторий, где по расчетам потенциальные извлекаемые ресурсы углеводородов составляют 100 млрд т., в том числе нефти 16 млрд т и газа - 84 трил м3. Предполагается, что в 2005 г. добыча на шельфе может составить 20-25 млн т нефти и 30-35 млрд м3 газа, а в 2020 г. уже 65-70 млн т нефти и 135-140 млрд м3 газа. Скорейшее освоение этих богатств выгодно всей мировой цивилизации. 
 
 
 
 

Список  используемой литературы:

1. «Физика нефтегазового пласта» Г.П. Зозуля, Н.П. Кузнецова, А.К. Ягафаров

2. Экспериментальные и промысловые испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Т.С. Рогова, А.В. Билинчук //М, Бурение и нефть. -2006.-  № 7/8. - с. 8-11.
3. Крянев Д.Ю., Петраков А.М., Билинчук А.В. Критериальный выбор объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» для применения нестационарного заводнения //  Сб. науч. тр./ ВНИИнефть.-  2005.- вып. 132.- с. 135-145.
4. Расчет параметров проведения технологии нестационарного заводнения на примере конкретно выбранного участка воздействия / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков,  
   И.И. Минаков, А.В. Билинчук // Сб. науч. тр./ ВНИИнефть.-  2006.- вып. 133.- с. 28-43.
5. Разработка и испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ для обработки нагнетательных скважин / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Т.С. Рогова,  
   А.В. Билинчук // Нефтепромысловое дело.- 2006.- № 9. с. 26-31.
6. Крянев Д.Ю., Петраков А.М., Билинчук А.В. Результаты применения нестационарного заводнения на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Ю.В. Шульев, А.В. Билинчук // Нефт. хоз.- 2006.-  № 11.
7. Билинчук А.В., Баишев А.Б., Кузнецов В.В. Изучение природной анизотропии напряженного состояния продуктивных пластов в целях расширения информационной базы проектирования разработки нефтяных залежей // Сб. науч. тр./ ВНИИнефть.-  2006.- вып. 133.- с. 144-148.
8. К вопросу о качестве построенной геолого-технологической модели – основы мониторинга разработки нефтяных месторождений / Ю.В. Шульев, В.П. Волков, А.И. Рыков, Л.С. Бриллиант, А.С. Шубин, А.В. Билинчук // Вестник ЦКР Роснедра.- 2005.- вып. 2, с. 104-117