Диссертация (1172986), страница 4
Текст из файла (страница 4)
Например,если мы имеем дело с традиционными высокопроницаемыми залежами, в которыхводонасыщенность породы составляет 50% и более, то можно получить обратныйэффект, когда за счет гидрофобизации порового пространства вода оттесняется измелких гидрофобных пор в более крупные поры, создавая условия дляинтенсивного обводнения скважин.
Также проблему с прорывной закачиваемойводой данная технология не решит, так как сил поверхностного натяжениянедостаточно, чтобы противостоять скорости фильтрации таких потоков. Наиболееэффективноонасрабатываетвкачествепрофилактическоймерынанизкопроницаемых залежах с высоким коэффициентом нефтенасыщенности, на30которых в процессе техногенного воздействия при бурении и освоении или припроведении геолого-технических мероприятий в процессе эксплуатации оказалинегативное влияние технологические жидкости, снизив продуктивность скважиныи увеличив время вывода скважины на режим после запуска, практическинейтролизовав эффект гидравлического разрыва пласта [16-21, 35, 36, 38, 39, 47-49,51, 54, 61, 68, 69, 73-81, 89].1.3.2.
Анализ основных материалов, применяемых в технологияхограничения водопритока в скважинахДля изменения характера смачиваемости порового коллектора в основномприменимы различные углеводородные эмульсии на водной основе с добавлениемразличных стабилизационных эмульгаторов, а также катионоактивные ПАВ. Наэтапевыборанеобходиморуководствоваться,впервуюочередь,геолого-физическими свойствами коллектора и физико-химическими свойстваминефти и воды в пластовых условиях, наличием асфальтенов и смол, количествомрастворенного газа и вязкостью [21].Для достижения поставленной цели, наиболее широкое применение ираспространениеполучилинеионогенныеПАВиоксиэтилированныеизононилфенолы [21].Для изменения угла смачиваемости в порах коллектора может бытьдостаточным прокачка растворов легких фракций углеводородов, которыевыступают в роли гидрофобизатора, но здесь нужно учитывать стабильность этихсоединений и длительность эффекта, а также стоимость данных материалов.Наиболеестабильныиэффективны,атакжедостаточнодешевыгидрофобизирующие составы на основе катионоактивных ПАВ.
На сегодняшнийдень химическая промышленность предлагает широкий спектр подобных ПАВ[21].Применению катионоактивных ПАВ для воздействия на ПЗС продуктивныхпластов отводится особое место в ряде публикаций. Отмечается, что относительнаяпроницаемость для жидкости под действием внешнего перепада давлениямаксимальна, когда горная порода ею не смачивается. Для увеличения31подвижности нефти породу необходимо гидрофилизировать, а для увеличенияподвижности воды - наоборот, гидрофобизировать.
С учетом того, чтоподвижность вод при гидрофобизации коллектора увеличивается, применениекатионоактивных ПАВ может резко увеличить дебиты воды обводненныхскважин. Опытным путем установлено, что применение водных растворовкатионоактивных ПАВ при обработках ПЗС эффективно в безводных илималообводненных скважинах, где гидрофобизация поверхности способствуетудалению рыхлосвязанной воды, блокирующей пути фильтрации нефти [21].Таким образом в результате гидрофобизации гидрофильной пористойсреды растворами катионоактивных ПАВ происходит значительное увеличениескорости фильтрации воды, как несмачивающей фазы, при некотором сниженииподвижности нефти, как смачивающей фазы, и увеличение нефтенасыщенности.Применение катионоактивных ПАВ для обработки ПЗС добывающих скважин вконкретных случаях может приводить к прогрессирующему возрастаниюобводненности продукции. Использование данных растворов для обработки ПЗСнеобводненных или малообводненных скважин может быть эффективно за счетуменьшения количества капиллярно удерживаемой воды, попавшей в пласт прибурении и вводе скважин в эксплуатацию [21].Важно отметить, что в настоящей работе рассматриваются коллектора снизкими ФЕС, имеющие высокую расчлененность, для которых критиченпоказатель вязкости закачиваемого химического состава.
Важно отметить, что наэтапе освоения скважин после проведения ГРП в ПЗС имеются продукты распадагеля, которые выступают в роли дополнительного кольматанта и могутпрактически заблокировать эффект обработки ГФС. Для этого нами предлагаетсяв составе раствора ПАВ применять раствор соляной кислоты, который будетвыступать очистным буфером, растворяя кольматирующие нерастворимые вводном растворе частицы [13, 14, 17, 27, 28, 47, 50, 52, 53, 52, 61-63, 73, 74, 84].32ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 11. Проведен анализ особенностей геологического строения, фильтрационныхпроцессов и характеристик неоднородных низкопроницаемых коллекторовтюменской свиты.
Определено, что слоистая неоднородность влияет на скоростьфильтрационныхдренированиепотоков,запасовпреждевременноевследствиенефтивнутриобводнениечегопроисходитпласта,продукцииснижениескважин.неравномерноевыработкииНеоднородностьраспространения пород-коллекторов тюменской свиты приводит к созданиюучастков и залежей, практически гидродинамически несвязанных, происходитдисбаланс в отборах и закачке жидкости, следовательно, неравномерноераспределение пластового давления, в результате чего снижается продуктивностьдобывающих скважин, отсутствие приемистости в нагнетательных или прорывзакачиваемой воды из зоны с наилучшими геологическими условиями в зону сухудшенными условиями.2. Произведен обзор и анализ геологического строения залежей тюменскихотложенийВосточно-Сургутскогоместорождения,выявленызоныснеоднородным распространением коллектора.3. Проведен краткий анализ разработки месторождений, объекты которыххарактеризуются высокой неоднородностью и низкими ФЕС.
Значительноевлияние на выработку запасов нефти оказывает созданная система разработки,методы интенсификации притока. Выявлены проблемы с преждевременнымобводнением скважинной продукции, связанным, как с малоэффективнойсистемой воздействия, так и со сложным геологическим строением пласта ЮС2/1.4.Проведенанализметодовводоизоляции,определенанаиболееэффективная технология по ограничению водопритока путем изменениясмачиваемости порового пространства закачкой ГФС.5. Проведен анализ материалов для гидрофобизации порового пространства.Определена наиболее эффективная композиция ГФС на основе катионоактивногоПАВ в комплексе с раствором соляной кислоты.337.
Сформулированы основные задачи исследований.В следующей главе изложены результаты экспериментальных исследованийобразцов естественных кернов, отобранных из различных скважин пласта ЮС2/1Восточно-Сургутскогоместорожденияипредназначенныедляоценкифильтрационных характеристик пород-коллекторов в их естественном состоянии.Кроме того, изложены результаты экспериментов с ГФС и различнымикольматирующими средами, широко распространенными при разработке пластаЮС2/1.342. АНАЛИЗ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙГАЗОПРОНИЦАЕМОСТИ И ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ФАЗОВОЙПРОНИЦАЕМОСТИ ЕСТЕСТВЕННЫХ КЕРНОВ, А ТАКЖЕКОЛЬМАТИРУЮЩИХ СРЕДРекомендованное в работе в качестве гидрофобизатора катионоактивноеПАВ вызывает инверсию смачивания поверхности пористой среды.
Насегодняшний день изученность свойств ПАВ высока, проведено множестволабораторных исследований данных веществ.Методика оценки гидрофобизирующей способности достаточно полноописана в [20, 21]. Она заключается в оценке гидрофобизирующей способностихимических продуктов и их композиций методом самопроизвольного впитыванияводы по обработанной пористой поверхности твердого тела. Результатомявляются кинетические кривые самопроизвольного впитывания воды в пористуюсреду (зависимость массы впитавшейся воды).
По этим кривым вычисляютсреднюю скорость впитывания воды в интервале времени и максимальную массуводы, впитывавшейся в пористую среду, что позволяет сделать количественнуюоценку смачиваемости породы после ее обработки. Средние показатели скоростивпитывания воды для гидрофобной поверхности пористой среды составляют0-0,03 г/мин, преимущественно гидрофобной – 0,03-0,05 г/мин, промежуточной –0,05-0,08 г/мин, преимущественно гидрофильной – 0,08-0,1 г/мин, гидрофильной –более 0,1 г/мин.
По результатам экспериментов, описанных в [20, 21], наибольшейгидрофобизирующей способностью обладает состав на углеводородной основе сдобавлением катионоактивных ПАВ по сравнению с кремнийорганическимианалогами.Растворяющая способность кислотного раствора также хорошо изученапутем оценки способности растворять некоторый объем породы. Обработкасоставами соляной кислоты (HCl) позволяет растворить до 10% породы взависимости от концентрации. Обработка глинокислотным раствором (14% HCl и5% HF) позволяет растворить до 26% породы.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
