Реагентно-активационное воздействие имеет широкий потенциал применения. РАВ-НТС меньше ограничена геологическими характеристиками месторождения, техническими условиями эксплуатации, степенью выработанности запасов, чем большинство известных методов увеличения нефтеотдачи. Высокие показатели коэффициента извлечения нефти (КИН) и длительность эффекта повышения нефтеотдачи достигаются даже на высокообводненных и зрелых месторождениях, в низкопроницаемых коллекторах и в условиях низких пластовых давлений. РАВ-НТС с успехом используется также при освоении скважин, в частности, для эффективного перевода добывающих скважин в категорию нагнетательных.
Ниже приведены конкретные примеры использования РАВ-НТС.
Успешное освоение нагнетательных скважин с получением запланированных значений приемистости после перевода их из категории добывающих является одной из распространенных проблем, которую РАВ-НТС помогает эффективно решать.
В нагнетательной скважине №XX33 безуспешно пытались увеличить приемистость после её перевода из нефтяного фонда. Многократные ОПЗ (кислотные обработки) оказались малоэффективными и приемистость скважины не превышала 50 м3/сут. при давлении на устье 258 атм. Отмечалось падение приемистости до 20 м3/сут. в течение трех месяцев после очередной кислотной обработки.
Приемистость скважины возросла до 258 м3/сут. даже несмотря на то, что нагнетание проводилось из водозаборной скважины насосом с ограниченной подачей, и давление на устье не превышало 10 атм.
Одновременно с ростом приемистости нагнетательной скважины значительно увеличились дебиты добывающих скважин окружения (скважины №№ХХ31, ХХ32 и ХХ37).
По результатам независимой экспертной оценки* дополнительная накопленная добыча на данном блоке составила 36,756 тыс. тонн нефти. Положительный эффект после обработки наблюдался в более 17 месяцев.
Южно-Приобское месторождение является сложным с геологической точки зрения объектом для разработки. Проницаемость пластов может составлять единицы миллидарси. Как следствие, средний коэффициент нефтеизвлечения на Южно-Приобском месторождении составляет около 0,28. На трех нагнетательных скважинах этого объекта была успешно применена технология РАВ-НТС, показавшая 100%-ую успешность по увеличению приемистости.
До обработки скважина №ХХ733 длительное время работала с приемистостью ниже 20 м3/сут. Все попытки увеличить приемистость оказались безуспешными, увеличение устьевого давления до 210 атм. не приводило к какому-либо результату.
После проведенной в начале 2013 года обработки (см. график ниже) приемистость скважины №ХХ733 достигла 154 м3/сут. при устьевом давлении менее 210 атм. При этом устьевое давление в течение всего периода наблюдений за эффектом от обработки находилось в пределах 200 – 210 атм. Положительный эффект продолжался более 16 месяцев.
В рамках опытно-промышленных работ на Южно-Приобском месторождении, помимо скважины №ХХ733, были обработаны еще две нагнетательные скважины, вскрывающие низкопроницаемые пласты. Все три обработанные скважины были признаны Заказчиком 100% успешными.
За 13,5 месяцев добыто 2000 тонн дополнительной нефти. На момент подсчета результатов эффект продолжался.
Одна из самых распространенных проблем нефтяных месторождений на поздней стадии разработки – высокая обводненность продукции добывающих скважин. На этой стадии практически любые обработки призабойной зоны – соляно-кислотные, глинокислотные и другие - имеют низкую эффективность вследствие формирования вокруг добывающих скважин промытых участков. Использование методов, существенно увеличивающих площадь дренирования пласта (таких как ГРП, ПГД и т.п.), также ограничено вследствие высокого риска прорыва воды в добывающие скважины по вновь созданным трещинам.
РАВ-НТС предоставляет эффективное решение этой проблемы. С помощью технологии РАВ-НТС в работу вовлекаются ранее не дренированные участки залежи без создания техногенной трещиноватости в пласте, тем самым позволяя достичь увеличения добычи нефти без риска обводнения.
Для обработки был выбран участок нагнетательной скважины №Х63 Вахского месторождения со средней обводненностью добывающих скважин окружения более 75%.
На первом этапе реализации технологии РАВ-НТС была обработана нагнетательная скважина. После обработки приемистость скважины увеличилась со 130 м3/сут. до 260 м3/сут. при неизменном давлении закачки. По результатам промыслово-геофизических исследований после обработки профиль приемистости увеличился с 9,9 м до 14,1 м – то есть на 42%.
Расширение профиля приемистости положительным образом повлияло на окружающие добывающие скважины. Фронт вытеснения от обработанной нагнетательной скважины, достигнув добывающей скважины Х52, привёл к росту дебита нефти в ней на 25% (за счет снижения обводненности на 3%). Также наблюдался рост давления на забое.
В отреагировавшей скважине №Х52 также была проведена обработка, после которой дебит нефти в скважине увеличился более чем в 2 раза.
Длительность позитивного эффекта на нагнетательной и добывающей скважинах составила более 14 месяцев, а дополнительная накопленная добыча нефти на участке залежи за этот период превысила 3300 тонн.
Таким образом, технология РАВ-НТС позволила вовлечь в разработку ранее не дренируемые зоны пласта на участке залежи с высокой обводненностью и повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) длительно разрабатываемого месторождения.
* – Независимая экспертная оценка проводилась Центром Нефтяных Компьютерных Технологий под руководством профессора РГУ нефти и газа А.А. Казакова.