Ограничение водопритока в скважинах тюменских отложений Восточно-Сургутского месторождения применением гидрофобизирующих кислотных составов

UDK: 622.276.7:245.43
DOI: 10.24887/0028-2448-2018-10-64-67
Ключевые слова: гидрофобизирущий состав, низкопроницаемые коллекторы, ограничение водопритока, фазовая проницаемость
Авторы: С.А. Переверзев (ПАО «Сургутнефтегаз»)

В настоящее время на нефтяных месторождениях Западной Сибири, находящихся в разработке и планируемых к вводу в промышленную эксплуатацию, основные остаточные извлекаемые запасы сосредоточены в залежах со сложным горно-геологическим строением, низкими фильтрационно-емкостными свойствами, сложно прогнозируемым характером территориального распространения пород-коллекторов. Основным методом интенсификации притока нефти в добывающих скважинах является гидравлический разрыв пласта, позволяющий в низкопроницаемых терригенных поровых коллекторах создавать искусственные высокопроницаемые трещины. Это обусловливает дополнительные сложности при разработке подобных залежей нефти со смешанным типом коллектора - на первый план выходит проблема преждевременного обводнения продукции скважин.

Продуктивные отложения тюменской свиты среднеюрского возраста представлены переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород, часто обогащенных углистым материалом, имеющих сложный литологический состав, изменчивых, не выдержанных по площади и разрезу. На конечных этапах освоения после бурения скважин или проведения геолого-технических мероприятий для водоизоляции путем изменения фильтрации в поровом пространстве применяются гидрофобизирующие кислотные составы. Метод основан на изменении характера смачиваемости вмещающей породы, позволяет увеличить проницаемость для нефти и снизить возможность движения воды. Для изменения характера смачиваемости порового коллектора в основном используются углеводородные эмульсии на водной основе с добавлением различных стабилизационных эмульгаторов, а также катионные ПАВ.

Приведены результаты фильтрационных экспериментов, свидетельствующих о высокой кольматирующей способности различных технологических жидкостей в процессе бурения, освоения и ремонта скважин: проницаемость для нефти в пласте снижается до 6 раз от первоначального. Предложен кислотный гидрофобизирующий состав на основе катионного ПАВ и раствора соляной кислоты. Подтверждена эффективность данного раствора при восстановлении фазовой проницаемости для нефти за счет разрушения твердых частиц кольматантов раствором соляной кислоты и изменения характера смачиваемости порового пространства на гидрофобный катионным ПАВ.

Список литературы

1. Свалов А.М. Влияние капиллярных сил на процесс обводнения добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 10. – С. 64–67.

2. Свалов А.М. Анализ факторов, определяющих эффективность гидрофобизации призабойных зон добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 74–77.

3. Хисамов Р.С. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных месторождений. – М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2004. – 628 с.

4. Ахметшин М.А. Повышение производительности нефтяных скважин обработкой призабойной зоны растворами поверхностно-активных веществ / Автореф. дис. ... канд. техн. наук. – М., 1968. – 16 с.

5. Ахметшин М.А. Об искусственной гидрофобизации пород призабойной зоны добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 1. – С. 73–77.



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.

Библиометрия за 2016 год

SCOPUS
SNIP: 0,573
SJR: 0,205
РИНЦ
Двухлетний импакт-фактор: 0,629
Пятилетний импакт-фактор: 0,471
Показатель в рейтинге SCIENCE INDEX: 0,431
Место в рейтинге SCIENCE INDEX: 1178