17. Потокоотклоняющиеся технологии

При применении методов ВПП в большинстве случаев происходит не выравнивание (в точном понимании), а изменение профиля приемистости и отклонение потоков нагнетаемой воды, то правильнее, как отмечают и многие другие исследователи, было бы назвать эти методы потокоотклоняющими технологиями изменения профиля приемистости. Методы выравнивания профилей приемистости являются частным случаем потокоотклоняющих технологий, и в большей степени термин «ВПП» объясняет не результат процесса, а его назначение.

Объем закачки растворов реагентов при этом составляет не более

600 м³ на скважину, и основной объем работ по химическим методам ПНП на Самотлорском месторождении приходится именно на эти технологии. Объем применения максимально доходил до 2000 скважино-операций в год, дополнительная добыча, в отдельные периоды, составляла до 17% от общей добычи по Самотлорскому месторождению.

Масштабное применение технологий ВПП на Самотлорском месторождении началось в 1995 г.

По сложившейся официальной отчетности в Компаниях, эксплуатирующих Самотлорское месторождение, выделяется три основных типа составов: дисперсные - по принципу превалирующей роли дисперсной фазы; осадко-гелеобразующие растворы, образующие гели или осадки; и комплексные составы, состоящие, например, из геле и осадкообразующих композиций, а также из смеси гелеобразующих и дисперсных. Комплексные составы подразумевают сочетание (закачку в пласт) в определенной последовательности отдельных композиций, различных по своим реологическим и дисперсным свойствам, основная цель которых – это комплексное воздействие на ближние и удаленные зоны пласта. Этот вопрос подробно исследован в разделе 3 настоящей работы. Спектр использовавшихся составов приведен в таблице.

В период с 1994 по 2001 гг. объем дополнительной добычи нефти за счет внедрения всех методов ВПП составил 14054 тыс. т, в т.ч. 1396 тыс. т в 2001 г., что составило 6,5% от всей добычи нефти за этот период. Максимальный уровень дополнительной добычи нефти был достигнут в 2000 г. и составлял 17,1% от общей добычи или 3464 тыс. т.

В зависимости от геологического строения и выбранной системы

размещения скважин интенсивность обработок должна составлять 1,5-2 на одну действующую нагнетательную скважину в год.

Группы составов ВПП, применявшихся на Самотлорском месторождении

ПЕРВАЯ ГРУППА)

ВТОРАЯ ГРУППА

ТРЕТЬЯ ГРУППА

Технологии воздействия на пласт дисперсными составами

Технологии воздействия на пласт с применением осадко-гелеобразующих составов

Технологии воздействия на пласт комплексными составами

ДС, КДЦГС, ТГС, ЛДС, МАТ, ОДМС, ТУ,

ОС, ОДС, КС-2, ПДС, ПДК, ЩСПК, ГеО, ВУГ, БП-92,

ГеОС,ГеОС+ОН1, ПДС+ГеОС, ДС+ОН2, ДС+ГеО,ДС+ОС, ДС+КС-2, ДС+ЭДС