В рамках представленной работы выполнена оценка перспективности применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождении на поздней стадии разработки, в условиях значительных объемов добываемой жидкости и ограниченных приростов от проводимых мероприятий.
Объектом исследования является крупное месторождение Западной Сибири, находящееся на четвертой стадии разработки при значительном отборе от извлекаемых запасов и обводненностью продукции более 95 %.

За историю разработки месторождения применялись различные методы и технологии увеличения нефтеотдачи (гидродинамические, газовые, физико-химические). По результатам анализа исторических показателей можно выделить несколько этапов реализации различных технологий МУН (рис. 1):

Анализ фактических результатов применения различных технологий МУН свидетельствует о том, что получение максимального технологического эффекта достигается при комплексировании методов, когда одна технология дополняет другую.

Рассмотрим несколько примеров.
Месторождение характеризуется крайне неравномерным геологическим строением — имеются как участки с монолитными выдержанными фациальными объектами, так и прерывистые неоднородные коллекторы.
При этом установлено [5], что наибольший эффект в коллекторах однородного строения достигается при применении потокоотклоняющих технологий (ПОТ) путем образования в межскважинном пространстве гелевого или иного барьера и перенаправления потоков из промытых прослоев в менее выработанные по латерали пласта. Принципиальная схема в зависимости от типа коллектора проиллюстрирована на рисунке 2. Меньший эффект только от кольматации призабойной зоны (ВПП) в монолитных коллекторах объясняется тем, что по мере удаления от скважины вода обходит такие барьеры за счет вертикальной связанности пласта и поступает вновь в ранее промытые каналы, в то время как отклонение потоков в удаленной зоне, где и сконцентрирован основной объем остаточных запасов, позволяет дополнительно охватить локализованную нефть.
В условиях прерывистого коллектора, напротив, более эффективно выравнивание профиля приемистости в призабойной зоне пласта (ПЗП) и закачка воды в не работавшие ранее прослои, поскольку вертикальная связанность пласта затруднена и перенаправленные в ПЗП в другие пропластки потоки способствуют их вовлечению в более активную выработку без риска внутрипластовых вертикальных перетоков.
Сочетание же технологий ВПП и ПОТ, особенно в гидродинамически связанных коллекторах, позволяет задействовать сразу два эффекта: с одной стороны, блокировать более проницаемые прослои в призабойной зоне, с другой — перенаправлять фильтрационные потоки в менее промытые зоны в межскважинном пространстве, как это и проиллюстрировано на рисунке 2.

Контроль физических изменений в пласте, кроме прямых замеров изменений приемистостей и давлений и построения графиков Холла, проводится при помощи исследования профилей приемистости до и после ВПП. Количественными показатели эффективности в этом случае служит величина изменения доли работающих пропластков и их удельной приемистости, как, например, на рисунке 3а, когда коэффициент охвата изменился с 0,2 (до ВПП) до 0,3 (после ВПП).
Контроль образования барьера и ориентировочное его удаление от ПЗП, в случае с ПОТ, определяются по ГДИС по графикам производных КПД при выходе на радиальный режим путем оценки уменьшения проницаемости до и после мероприятия (рис. 3б). Соответственно, такой контроль может быть и динамическим для определения устойчивости составов в условиях пласта.

Контроль физических изменений в пласте, кроме прямых замеров изменений приемистостей и давлений и построения графиков Холла, проводится при помощи исследования профилей приемистости до и после ВПП. Количественными показатели эффективности в этом случае служит величина изменения доли работающих пропластков и их удельной приемистости, как, например, на рисунке 3а, когда коэффициент охвата изменился с 0,2 (до ВПП) до 0,3 (после ВПП).
Контроль образования барьера и ориентировочное его удаление от ПЗП, в случае с ПОТ, определяются по ГДИС по графикам производных КПД при выходе на радиальный режим путем оценки уменьшения проницаемости до и после мероприятия (рис. 3б). Соответственно, такой контроль может быть и динамическим для определения устойчивости составов в условиях пласта.
Полученные осредненные результаты применения технологий ПОТ и ВПП как по отдельности, так и в комплексе приведены в таблице 1.

Еще один пример комплексирования методов — применение интегрированной технологии воздействия (ВПП + циклика).
Установлено, что увеличение эффекта от ВПП достигается при закачке агентов, увеличивающих сопротивление, в фазу снижения пластового давления [6].
В данном случае синергетический эффект достигается путем сочетания циклического заводнения, направленного на повышение эффективности горизонтального вытеснения нефти вдоль напластования, с вертикальным вытеснением поперек напластования.
Подводя итог анализа эффективности применения технологий на рассматриваемом месторождении, можно отметить следующее:
• технологии закачки ПАВ и водогазового воздействия углеводородным газом на рассматриваемом месторождении неэффективны и не рекомендуются к тиражированию;
• перспективы применения водогазового воздействия связаны с реализацией смешивающегося режима вытеснения (что может быть достигнуто путем закачки СО2);
• на эффективность применения технологий на начальной стадии разработки в большей степени оказывают влияние геологические факторы (расчлененность, проницаемость, состав и свойства пластовых флюидов); в условиях поздней стадии превалирующее влияние начинают оказывать технологические факторы (реализованная система разработки, энергетическое состояние залежи, техническое состояние фонда, характер обводнения), в меньшей степени — геологические (неоднородность строения пласта, текущая нефтенасыщенность);
• лучше всего в условиях высокой обводненности продукции себя зарекомендовали технологии, направленные на увеличение охвата — блокировку промытых зон и вовлечение слабодренируемых;
• наибольший эффект достигается при комплексировании технологий.

Учитывая значительную степень выработанности рассматриваемого месторождения, необходимо признать, что с учетом механизма обводнения применяемые в настоящее время технологии направлены на повышение коэффициента охвата в неравномерно вырабатываемых зонах путем вовлечения неработающих прослоев и отключения обводнившихся, перераспределения фильтрационных потоков.
При этом не применяются методы, направленные на увеличение коэффициента вытеснения, борьбы с конусообразованием и обводнением по трещинам, что в анализируемых условиях также является очень актуальным. Поскольку объемы остаточной нефти составляют до половины начальных геологических запасов, извлечение хотя бы их части позволит существенно нарастить КИН.
Также очевидно, что на поздних стадиях разработки целесообразно массированно воздействовать на рассредоточенные запасы межскважинных зон, что достигается применением большеобъемных МУН.
Для оценки перспектив расширения применяемой программы МУН предложен следующий план работ:
1. Скрининг возможных технологий с учетом геолого-физических характеристик пластов и технологических особенностей разработки;
2. Оценка перспектив применения отдельных технологий на секторных гидродинамических моделях;
3. Проведение лабораторных исследований по подбору оптимального состава;
4. Комплексирование технологий МУН;
5. Выделение участков опытно-промышленных работ и проведение пилотных работ;
6. Тиражирование технологий по результатам ОПР.

Первичный подбор предполагает оценку возможности применения той или иной технологии и включает геологические критерии (фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), свойства и состав нефти, воды, породы и др.) и технологические (обводненность, взаимо-
влияние, давление смесимости).
На данном этапе сформирована матрица применимости технологий большеобъемных МУН, в которой определены ключевые факторы, влияющие на возможность использования газовых и физико-химических технологий.
Согласно матрице применимости, большинство технологий для условий рассматриваемого месторождения не могут быть эффективно реализованы на текущем этапе из-за высокой обводненности продукции (табл. 2), хотя ранее они уже испытывались. В числе наиболее подходящих технологий — водогазовое воздействие (углекислым газом) и закачка полимеров.

Исходя из фактического опыта применения, полимерное заводнение как самостоятельная технология применялось лишь в единичных скважинах. В основном закачка полимеров осуществлялась в комбинации с ПАВ либо с ВПП, но, учитывая небольшое количество обработанных скважин (порядка 70 единиц), а также ограниченный период применения (1999–2001 гг.), эффект от применения технологий был небольшим (0,5–3,1 тыс. т/скв.). Прирост Кохв при этом составил 0,5 %.
ВГВ углеводородным газом в условиях рассматриваемого месторождения малоэффективно из-за слабосмешивающегося с нефтью режима растворения попутного газа и, соответственно, минимального прироста дополнительной добычи [1, 2, 7, 8].
ВГВ углекислым газом ранее не применялось, но возможна реализация смешивающегося режима, в связи с чем данная технология является перспективной.
Далее выбранные на первом этапе технологии проходят второй этап анализа, на котором непосредственно выполняется подбор участков воздействия с учетом сложившихся условий. Рассматриваемые критерии в основном являются технологическими или техническими:
• реализованная система разработки, расстояния между скважинами, механизм обводнения, плотность остаточных запасов на текущую дату;
• энергетическое состояние участка (анализ гидродинамических исследований);
• состояние фонда (анализ промыслово-геофизических исследований);
• прочие технологические факторы (сформированность элементов системы разработки, конструкции скважин, инфраструктура).
С учетом обозначенных выше критериев и фактического опыта на месторождении определены основные технологии, выполнен подбор перспективных участков, в т.ч. с учетом механизма обводнения конкретных участков. Для каждого выделенного участка определена потенциальная доля текущих запасов пласта, результаты представлены в таблице 3.

После выбора подходящих технологий также рассматривается возможность их комплексирования.

Оценка эффектов от МУН проводилась на секторных гидродинамических моделях (ГДМ), построенных и адаптированных на исторические показатели разработки, результатов лабораторных исследований собственного керна и керна аналогов.
Для моделирования МУН было построено 12 локальных ГДМ, характеризующих перспективные участки пяти продуктивных пластов. Эффект ВГВ моделировался с использованием композиционного трехмерного моделирования.
Все гидродинамические модели были представлены секторами из актуальных полномасштабных ГДМ.
Расчеты проводились при текущем распределении параметров. В рамках многовариантных расчетов выполнялось обоснование оптимального объема прокачки, соотношения длительности циклов воздействия, концентрации полимера. Следующим шагом выполнялось определение эффектов от самостоятельного применения МУН,
изучение совместного и последовательного применения технологий. Также выполнена оценка влияния конструкции скважин, межскважинных расстояний и соотношения реагирующих и влияющих скважин на эффективность воздействия. Всего рассмотрено 169 вариантов сочетаний технологий.
Целью расчетов является оценка перспектив применения и возможных приростов КИН от применения МУН и анализ чувствительности параметров технологий.
На первом этапе выполнялся расчет базового варианта (ППД водой) для дальнейшего сравнения эффектов.
Затем выполнена серия расчетов с различным объемом прокачки наиболее перспективных в пределах выбранных участков технологий — ВГВ углекислым газом и полимерное заводнение. Для сравнения эффекта от ВГВ СО₂ проводились также экспериментальные расчеты ВГВ углеводородным газом.
Далее на основе варианта с оптимальным объемом прокачки выполнялись расчеты с различным соотношением длительности циклов ВГВ и концентрацией полимера.
После выбора вариантов с оптимальными параметрами выполнялись расчеты с вариативностью межскважинных расстояний, конструкций и соотношения скважин. С учетом разбуренности площади данные мероприятия предполагают проведение уплотняющего бурения и зарезки боковых горизонтальных стволов.
Сравнение полученных результатов моделирования эффектов МУН на секторных ГДМ (СГДМ) с результатами лабораторных исследований и полученных ранее эффектов (либо полученных на аналогах) приведено в таблице 4.

Более высокая эффективность полимерного заводнения по сравнению с фактом, полученная в результате прогнозных расчетов на ГДМ, обусловлена масштабностью применения (по факту проводились единичные обработки, на прогноз предполагается закачка большеобъемных оторочек и длительное применение технологии). При этом полученная расчетная прогнозная эффективность применения технологии полимерного заводнения сопоставима с аналогами (с учетом выработки запасов).

По результатам выполненных расчетов установлено, что наибольшей технологической эффективностью характеризуется последовательное применение полимерного заводнения и ВГВ СО₂.
Полимерное заводнение как самостоятельный метод увеличения нефтеотдачи в условиях значительной выработки запасов обеспечивает невысокий прирост КИН относительно заводнения.
Водогазовое воздействие углекислым газом за счет смешивающегося режима обеспечивает в целом положительную динамику прироста КИН, но для максимального эффекта необходимо обеспечить прокачку не менее 50% порового объема. В условиях высокой обводненности данное требование довольно сложно осуществить, поскольку реагирующие скважины выбывают по экономическим ограничениям раньше, чем наступает эффект от ВГВ.
В этом случае синергетический эффект достигается за счет того, что при реализации полимерного заводнения снижается обводненность (в результате подключения в работу слабодренируемых прослоев), то есть полимер в данном случае увеличивает коэффициент охвата и позволяет перераспределить фильтрационные потоки [3]. После чего при реализации ВГВ СО2 воздействие осуществляется на низкопроницаемые прослои, и увеличение коэффициента вытеснения за счет закачки газа происходит именно в пропластках с малой степенью выработанности.
На участках с невысокими ФЕС, где проводится ГРП, водогазовое воздействие не рассматривалось, поскольку его применение связано с риском ухода газа по техногенным трещинам. Полимерное заводнение может применяться как самостоятельный метод, позволяющий увеличивать вязкость воды в трещинах ГРП и подключать в работу застойные зоны в межскважинном пространстве [4].
Полученные результаты моделирования (табл. 5) позволяют выделить наиболее перспективные технологии для дальнейшего доизучения эффектов. В частности, необходимо проведение лабораторных исследований на собственном керне по изучению вытеснения нефти с высоким содержанием воды различными агентами и их комбинацией. Выполнить исследования нужно и для обоснования концентрации и марки полимера.

На основании проведенного комплекса лабораторных исследований предполагается выделение участков опытно-промышленных работ и апробации рекомендуемых технологий. На основании данных работ будет приниматься решение о дальнейшем тиражировании технологий МУН на рассматриваемом месторождении.