Влияние твердых взвешенных частиц в закачиваемой воде на коллекторские свойства низкопроницаемых пластов

UDK: 622.276.43.001
DOI: 10.24887/0028-2448-2023-2-84-88
Ключевые слова: твердые взвешенные частицы (ТВЧ), керн, фильтрационный эксперимент, проницаемость, кольматация, суффозия, гранулометрический состав, обработка призабойной зоны
Авт.: И.Р. Сафиуллин (ООО «РН-БашНИПИнефть»), к.т.н., М.Г. Волков (ООО «РН-БашНИПИнефть»)1, д.т.н., А.И. Волошин (ООО «РН-БашНИПИнефть»), д.т.н., В.П. Мирошниченко (ООО «РН-Юганскнефтегаз»), Г.А. Щутский (ООО «РН-Юганскнефтегаз»), Р.Р. Шарапов (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Н.В. Гараева (ООО «РН-БашНИПИнефть»), А.В. Фахреева (Уфимский Институт химии УФИЦ РАН), к.т.н.

В настоящее время нефтяные компании уделяют все больше внимания разработке низкопроницаемых пластов, отчасти это обусловлено истощением запасов нефти в традиционных коллекторах. В статье рассмотрено месторождение N, расположенное в Западной Сибири, на котором ведется разработка низкопроницаемых (менее 10-3 мкм2) пласов. Эффективность разработки связана с эффективностью поддержания пластового давления, которое обеспечивается закачкой воды. Вода для закачки отбирается из различных источников, вследствие чего ее свойства и качество могут изменяться в широких пределах. Известно, что наличие твердых взвешенных частиц (ТВЧ) в закачиваемой воде, особенности взаимодействия воды с породой пласта и закачиваемой воды с пластовой могут являться негативными факторами, снижающими эффективность закачки. В статье рассмотрены результаты фильтрационных тестов, в которых использовалась вода с различным содержанием ТВЧ. Анализ результатов экспериментов показал неоднозначность процессов, происходящих в поровой среде, что, возможно, связано с прочностью каркаса и структурой порового пространства, минеральным составом породы и процессами ассоциации частиц. Установлено, что пористая среда кольматируется не только привнесенными ТВЧ, но и частицами породы, которые образуются в результате взаимодействия воды и породы. В связи с этим для эффективной разработки низкопроницаемых пластов предлагается контролировать содержание и размер ТВЧ. Размер должен обеспечивать их свободное прохождение в пористой среде. Кроме того, показано, что мероприятия по восстановлению приемистости нагнетательных скважин с использованием кислотных составов должны учитывать свойства и состав минералов пород призабойной зоны скважин и ТВЧ.

Список литературы

1. Civan F. Near-wellbore formation damage by inorganic and organic precipitates deposition // In: Reservoir Formation Damage. – 2016. – P. 819-842. – https://doi.org/10.1016/b978-0-12-801898-9.00024-2

2. Чепкасова Е.В., Иванов М.Г. Оценка технологической эффективности применения воды в качестве агента вытеснения в условиях низкопроницаемого коллектора // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 2. – С. 82–86.

3. Тронов В.П., Тронов А.В. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. – Казань: ФЭН, 2001. – 557 c.

4. Modelling of injection well capacity with account for permeability damage in the near wellbore zone for oilfelds in Western Siberia / S. Boronin, K. Tolmacheva, A. Osiptsov [et al.] // SPE-187806-MS. - https://doi.org/10.2118/187806-MS

5. Физическое моделирование процессов кольматации призабойной зоны скважин среднеботуобинского месторождения. Часть 1. Моделирование отложений кальцита и гипса в пористой среде и способы их удаления / Г.К. Борисов, Э.Р. Ишмияров, М.Е. Политов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 11. – С. 73–80. – https://doi.org/10.30713/0207-2351-2018-11-73-80

6. Kim C., Lee J. Experimental study on the variation of relative permeability due to clay minerals in low salinity water-flooding // J. Pet. Sci. Eng. – 2017. – V. 151. – P. 292–304. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.01.014

7. Волошина А.А., Котенев Ю.А. Физическое моделирование кольматации порового пространства пористой среды низкопроницаемого коллектора //Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 9 (250). – С. 54–58.

8. Wang L. Clay stabilization in sandstone reservoirs and the perspectives for shale reservoirs // Advances in Colloid and Interface Science. – 2020. – V. 276. –  102087. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.01.014

9. Effect of particle content on relative permeabilities in water flooding / X. Yu, Y. Wang, Y. Yang [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – V. 205. – 108856. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108856

10. Impact of fines and rock wettability on reservoir formation damage / A. Al-Yaseri, H. Al Mukainah, M. Lebedev [et al.] // Geophysical Prospecting. – 2016. – V. 64. – P. 860–874. – https://doi.org/10.1111/1365-2478.12379

11. Адаптация технологии обработки призабойной зон скважин Соровского месторождения в условиях солеотложения / А.Е. Фоломеев, И.С. Давиденко, С.А. Вахрушев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 124–129. –  https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-124-129

12. Адаптация технологии обработки призабойной зоны скважин для условий низкопроницаемых терригенных коллекторов / А.Е. Фоломеев, А.Р. Хатмуллин, А.А. Имамутдинова [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – № 8. – С. 77–82.

13. Мониторинг и выбор технологий обработки призабойной зоны на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» / В.Н. Гусаков, А.Г. Телин, А.Г. Пасынков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 11. – С. 57–61.

14. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir stimulation. 3rd ed. – New York: John Willey & Sons LTD Publ., 2000. – 856 p.



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