Ученые из ТюмГУ предложили методику расчета обводненности добываемой нефти после обработки скважины полимер-дисперсной системой. Сегодня большая часть крупных месторождений России находятся на поздней стадии разработки. При этом один из основных добывающих регионов страны — Западная Сибирь, на которую приходится около 55 процентов российской добычи нефти. Обводненность добываемой продукции здесь приблизительно 90 процентов.

Ввиду того, что добыча попутной воды требует больших дополнительных вложений, обводнение скважин — причина увеличения себестоимости нефти. Для большинства нефтяных скважин добыча высокообводненной продукции экономически невыгодна, поэтому они заносятся в бездействующий фонд.

Для снижения процента воды в продукции используются технологии выравнивания профиля приёмистости (ВПП) нагнетательных скважин. Для ВПП применяются полимерные гели, суспензии, смолы, пены, получаемые в пласте в результате циклической закачки поверхностно активных веществ (ПАВ) и солевых растворов.

Статья «Методика расчета дополнительно накопленной добычи нефти после применения технологии выравнивания профиля приемистости» физиков ТюмГУ Татьяны Ковальчук, Александра Гильманова, Александра Шевелева вышла в журнале «Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов».

Тюменское физики предложили методику расчета обводненности добываемой нефти после обработки скважины полимер-дисперсной системой. Суспензия с низкой подвижностью образует зону с пониженной проницаемостью у забоя скважины в пропластах с наиболее высокой водонасыщенностью. Из-за этого уменьшается обводненность.

Значение разности между конечной и начальной обводненностью позволяет судить об эффективности мероприятия. Наибольший эффект от перераспределения потоков наблюдается при значениях стандартного отклонения от 0,45 до 0,65 для выбранных модельных данных. При этом было показано, что предлагаемая методика позволяет оценить, при каких начальных значениях обводненности можно рассматривать применение технологии ВПП в качестве метода увеличения нефтеотдачи.

В результате разница между начальной обводненностью и расчетной составляет 3–6 процентов. Это согласуется с промысловыми данными. Также была проведена верификация модели на примере реального месторождения. Результирующие значения по дополнительной накопленной добыче после применения технологии ВПП обладают достаточной точностью.

Работа выполнена при поддержке РФФИ.