Full Text

Введение Смачиваемость пород имеет существенное значение при эксплуатации нефтяных месторождений, так как оказывает сильное влияние на процесс вытеснения нефти водой и в связи с тем, что распределение фаз в поровом пространстве является функцией смачиваемости. Порода-коллектор практически никогда не состоит из одного минерала. Так, в терригенных отложениях наряду с кварцем в различных количествах содержатся карбонаты, глины и другие компоненты. Истинная смачиваемость зависит и от содержащихся в порах жидкостей, т.е. свойств нефти и воды. В пластовой нефти присутствуют поверхностно-активные и полярные вещества, которые могут адсорбироваться породой. При этом смачивающая способность воды уменьшается, а самой нефти - увеличивается. В результате нефть способна вести себя как смачивающая фаза, особенно в породах с высоким содержанием органического вещества. Пластовая вода также может быть поверхностно-активна. Изучение смачиваемости поверхности пород-коллекторов было и остается актуальным [1-38]. В данной статье, состоящей из трех частей, проблема роли смачиваемости коллекторской поверхности рассматривается с учетом общего состояния призабойной зоны пласта (ПЗП), контролирующей поступление в ствол добывающих скважин пластовых флюидов и фильтрацию различных технологических жидкостей (ТЖ) в обратном направлении под различными знакопеременными нагрузками во время первичного вскрытия, цементирования, вторичного вскрытия, освоения продуктивных пластов, глушения, кислотных обработок (КО), гидравлических разрывов пластов (ГРП), водоограничительных работ, реперфорации, обработки призабойной зоны (ОПЗ) с целью удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), солей, раскольматации ПЗП и других. Как правило, это сопровождается привнесением и образованием новых потенциально опасных кольматантов из состава пластовых флюидов и коллекторов. Приведение этого «таможенного» барьера в соответствие с общим состоянием эксплуатируемых пластов, по которым определены значения коэффициента извлечения нефти (КИН), трудновыполнимая задача, решаемая в рамках максимального сохранения и восстановления коллекторских свойств ПЗП. Ретроспективный обзор В технологических процессах ГРП, создания протяженных каналов кислотного растворения удается вовлечь в разработку сеть разобщенных трещин, экранированных нефтесодержащих зон, выстроить дополнительные транспортные «артерии», не свойственные коллекторам в глубине пласта, и существенно повысить коэффициент продуктивности скважин (Кпр) против расчетных значений в сторону отрицательных значений скин-эффекта. Однако многие технологические процессы сопровождаются увеличением поступления водной фазы в ствол скважин, что негативно отражается на показателях КИН, состоянии эксплуатации скважин и месторождения в целом. Такое нарастающее влияние водной фазы характерно для недонасыщенных нефтью пластов с высоким содержанием остаточной воды и на второй стадии разработки месторождений с подходом закачиваемой воды для поддержания пластового давления (ППД) к добывающим скважинам, когда резко снижается относительная фазовая проницаемость (ОФП) для нефти и возрастает для воды. Дополнительное привнесение водной фазы в ПЗП из состава ТЖ усугубляет эту проблему. Вот здесь у ряда «специалистов» появился соблазн использования чудодейственного средства «селективного» действия, способствующего снижению отрицательного влияния водной фазы на Кпр скважин и управлению им как со стороны ствола скважин, так и глубины пласта. В частности, на щит поднята способность многих веществ изменять смачиваемость коллекторской поверхности, причем для поверхностно-активных веществ (ПАВ) это проявляется при их низких концентрациях в составе ТЖ. Не отрицая чрезвычайной важности этой проблемы, даже в рамках разработки месторождений, а тем более состояния ПЗП, попадание этого «лекарства» в руки недобросовестных «специалистов» зачастую превращает его в «яд», что требует внесения ясности в глубину поставленной проблемы, поскольку она приобретает все большее число «поклонников». Характерный для таких работ узкий взгляд, связанный лишь с водонасыщением ПЗП и ее регулированием посредством «гидрофобизации» безотносительно общего состояния ПЗП, факторов ее кольматации, стадии разработки месторождений, также является неприемлемым. Так, Н. Мангэн [39], акцентируя внимание на данном процессе, писал: «Смачиваемость пород - весьма сложное явление, к изучению смачиваемости следует подходить очень осторожно, так как она оказывает большое влияние на фильтрационные характеристики воды и нефти … с возможностью ее изменения путем применения химических добавок …». Исследователями принимается исходное состояние смачиваемости коллекторской поверхности трех видов: - преимущественно гидрофобное; - промежуточно-смачиваемое; - преимущественно гидрофильное. С учетом разнообразных минерально-морфологических свойств коллекторов введен термин микроструктурной смачиваемости, которая предполагает наличие даже в гидрофобной среде отдельных гидрофильных участков, связанных или не связанных между собой фильтрационными каналами. В этом плане Н.С. Гудок в своей книге (1970) правильно отмечает: «Применение терминов “гидрофильная” или “гидрофобная” оправдано лишь в случае полного смачивания водой или нефтью, что в пластовых условиях исключается». В гидрофильных породах нефть занимает центр наиболее крупных пор и расширения среднеразмерных сообщающихся каналов, а остаточная вода сосредоточивается по сети наименее проницаемого пространства. В гидрофобных породах происходит заполнение нефтью доступных для фильтрации мелких пор и пленочное покрытие коллекторской поверхности. Вода в этом случае приобретает глобулярный характер в центре поровых каналов. При идентичной насыщенности смачивающей и несмачивающей фазами эффективная (индивидуальная) проницаемость смачивающей фазы (например, нахождение воды в гидрофильном коллекторе) ниже, чем несмачивающей, вследствие ее более интенсивного межмолекулярного взаимодействия с такой коллекторской поверхностью. Несмачивающая фаза, занимая центральную часть поровых каналов, при своем движении скользит по пленке смачивающей фазы [40, 41]. Максимальное извлечение нефти, в том числе за безводный период, характерно для гидрофильных или промежуточно-смачиваемых коллекторов с поршневым видом ее вытеснения по сети макрораскрытых каналов. Доля воды в продукции скважин f(sw) с водонасыщенностью коллекторского пространства Sw определяется соотношением вязкостей воды ηw, нефти ηo и значениями их ОФП [40]: (1) При совместной фильтрации нефти и воды с увеличением гидрофильности коллекторов кривые ОФП смещаются в сторону бóльших водонасыщенностей (Sw ˃ 50 %), что показано на рис. 1. С повышением гидрофобности коллекторской поверхности при равной Sw проницаемость для воды возрастает, а нефти - снижается. Среди апологетов «гидрофобизации» сложилось прямо противоположное мнение на эти процессы, что мы осветим, придерживаясь хронологической последовательности изложения имеющихся на эту тему литературных источников. Поиск первоисточника появления темы необходимости или целесообразности гидрофобизации коллекторской поверхности в ПЗП для удаления из нее водной фазы привел нас к известной книге Г.А. Бабаляна с соавт. за 1962 г. [42]. Экспериментально исследуя вытеснение капель и пленок нефти различными водными растворами с твердой поверхности, они пришли к однозначному заключению об улучшении данного процесса путем придания поверхности гидрофильного состояния, в том числе с использованием водорастворимых неионных ПАВ (НПАВ) типа ОП-10. Теперь акцентируем внимание на чрезвычайно важном выводе этих авторов на с. 155: «При разрыве пленки нефти возможна не только физическая адсорбция ПАВ на твердой поверхности, но и химическая, а также образование новой поверхности, более гидрофобной. В этом случае, несмотря на снижение межфазного натяжения σ12, краевой угол смачивания (θ) может оказаться большим». Заметим, «более гидрофобной» и «угол смачивания может быть большим». Нет слов о переходе поверхности в чисто гидрофобное состояние, а адсорбция даже гидрофилизующих НПАВ на чисто гидрофильной кварцевой поверхности (θ=0о) придает ей некоторую гидрофобность (θ ˃ 0о). На такой частично гидрофобизованной поверхности образовавшиеся при разрыве пленки нефтяные капли могут вновь растекаться, диспергироваться на гидрофильных участках до меньших размеров, т.е. вытесняться водой в пульсирующем глобулярном режиме или даже поршневом. Относительно вытеснения пленочной воды, которую авторы именовали «остаточной», приемлемо также положение о снижении интенсивности ее удержания на твердой поверхности пропорционально росту ее гидрофобности с одновременным снижением значений σ12. Авторы писали на с. 157: «Наличие водорастворимых ПАВ в воде дает возможность вытеснять из порового пространства большее количество пленочной воды, т.е. уменьшить остаточную водонасыщенность при вытеснении воды нефтью». «Коварным» было следующее заключение на с. 158: «… применяя нефтерастворимые ПАВ, хорошо адсорбирующиеся на твердой поверхности и слабо на границе нефть - вода, можно достигнуть лучших условий вытеснения пленочной воды». Совершенно верно, но как быть с такой вновь образованной уже пленочной нефтью? Возвращаться к началу наших рассуждений? Ведь задача-то основная не воду Рис. 1. Влияние смачиваемости на вид кривых ОФП, породы: 1 - гидрофильная; 2 - гидрофобная вытеснить из пласта и ПЗП, а нефть. Но и здесь есть выход для вдумчивого читателя. Такие ПАВ также должны быть слабыми гидрофобизаторами коллекторской поверхности и интенсивно снижать межфазные натяжение, чтобы образующиеся глобулы воды имели минимальный размер. На с. 159 авторы рекомендуют водорастворимые НПАВ для интенсификации освоения скважин и извлечения водных фильтратов из ПЗП. А вот нефтерастворимым ПАВ они предают свойство снижения ОФП воды также с одновременным облегченным ее удалением из ПЗП. Вот в этом не до конца продуманном «заключении» и был скрыт тезис, почему-то взятый на «вооружение» многими последующими сторонниками «гидрофобизации» ПЗП. Естественно, что незамеченным остался вывод Г.А. Бабаляна в отдельной статье 1963 г. [43]: «Добавка в углеводородную жидкость нефтерастворимых ПАВ, уменьшая фазовую проницаемость пористой среды для нефти, увеличивает ее для воды». Для примера рассмотрим результаты одной из последних работ в плане оценки эффективности гидрофобизации коллекторской поверхности для ОФП нефти и воды американских ученых W.W. Owens и D.L. Archer [44]. Прокаленные гидрофильные керны песчаника Torpedo, L = 4,45 см и d = 1,91 см, насыщались раствором NaCl, затем производилась фильтрация нефти (ηо = 1,7 мПа·с) до остаточного воднасыщения Sw и закачки нефтяного раствора бариевой соли динонилнафталинсульфоната (BDNS) различной концентрации для создания задаваемой степени гидрофобности коллекторской поверхности. На поверхности кварцевого стекла, обработанного чистой нефтью, значения θ = 47о для капли воды, 0,1 %-ным раствором BDNS - 90о, 1%-ным - 138о и 4 %-ным - 180о. Величины σ12 = 35 мН/м на границе «нефть - вода» и σ12 = 2-2,5 мН/м - «раствор BDNS - вода». Фильтрацией нефти после гидрофобизующего раствора устанавливалась ее эффективная проницаемость kо, а прокачкой 50 поровых объемов (ПО) раствора NaCl - kw. Промежуточные тесты включали измерение kо и kw при задаваемой водонасыщенности. Экспериментальные данные с учетом проницаемости кернов для газа kg = 0,571 мкм2 и Sw = 20 % представлены в табл. 1. Поместим также графические точки по ОФП нефти и воды в гидрофильном и гидрофобном кернах для их различного водосодержания (табл. 2). Их анализ позволяет отметить «губительность» гидрофобного состояния коллекторской поверхности для ОФП нефти, особенно при водонасыщенности Sw ≥40 % ПО. Таблица 1 Экспериментальные данные с учетом проницаемости кернов Параметр Значение θ, град. 0 47 90 138 180 kо, мкм2 0,561 0,472 0,459 0,380 0,357 Таблица 2 Полученные данные в гидрофильном и гидрофобном кернах для различного водосодержания Параметр Значение Sw, % 30 40 50 80 θ, град. 47 180 47 180 47 180 180 0,8 0,3 0,4 0,1 0,35 0,02 0 0 0,03 0 0.1 0,02 0,18 0,8 Таблица 3 Результаты гидрофобизации ПЗП нефтяными растворами диаминдиолеата по разведочным скважинам месторождений Западной Сибири Параметр Месторождение, скважина Мегионское, 122 Усть-Балыкское, 708 Трехозерное, 22 Мортымья-Тетеревское 272 734 Удельный расход раствора, м3/м 0,75 0,12 1,7 1,0 0,75 Концентрация ДДО, % 1,0 0,6 0,5 1,0 2,0 Дебит нефти, т/сут: до ОПЗ 48 167 30 43 65 после ОПЗ 41 165 30 43 618 Обводненность нефти, % до ОПЗ 8,4 15 28 22 7,2 после ОПЗ 6,3 2,6 7,2 6,8 4,8 Продолжительность эффекта, сут 6 4 72 16 60 Снижение степени водонасыщенности ПЗП может решаться в рамках нескольких технологических подходов: - удалением водной фазы, что наиболее приемлемо на этапах ввода скважин в эксплуатацию и подхода к ним закачиваемой для ППД воды; - углеводородонасыщением ПЗП на этих же стадиях; - раскольматацией ПЗП с приданием преимущественно гидрофильного характера смачиваемости коллекторской поверхности для опережающего притока нефти по сети макрораскрытых фильтрационных каналов; - проведением водоограничительных работ материалами селективного действия на всех стадиях разработки; - форсированным отбором жидкости (ФОЖ) с аналитическим решением ряда смежных вопросов состояния ПЗП, пласта и разработки месторождений с учетом общей обводненности, газового фактора, устойчивости коллекторов и других. Г.В. Рудаков и Ю.С. Сидоров в 1969 г. [45] писали: «При эксплуатации скважин в результате поступление естественных притоков по пласту или подошвенной воды происходит постепенное снижение гидрофобности ПЗП. Это ведет к уменьшению дебитов нефти и росту ее обводненности. Для предупреждения быстрого прорыва вод и удлинения срока безводной добычи необходима профилактическая гидрофобизация ПЗП. В случае начала прогрессирующего обводнения скважин, для восстановления первоначальной нефтепроницаемости гидрофобизация является желательной». В качестве эффективного гидрофобизирующего агента авторы предлагали закачку в ПЗП асфальтеносмолосодержащей нефти с целью предотвращения капиллярного проникновения воды, что далеко от истины. Но в подсознании неискушенных для того времени специалистов закреплялась мысль о позитивности гидрофобизации ПЗП именно как «водоотталкивающего» средства на любом этапе эксплуатации скважин. Одни из первых целенаправленных ОПЗ с целью гидрофобизации коллекторской поверхности полимиктовых пород нефтяными растворами маслорастворимого катионного ПАВ (КПАВ) диаминдиолеата (ДДО) на ряде западносибирских месторождений были проведены в середине 1960-х гг. под руководством В.А. Сидоровского [46] с результатами, приведенными в табл. 3. Их анализ, даже с учетом низкого водосодержания, свидетельствует о непродолжительности эффекта с тенденцией его увеличения при росте удельного расхода нефтяного раствора ДДО, что можно отнести на счет локального повышения ОФП нефти и раскольматации ПЗП при вызове притока. В своих рассуждениях автор отталкивался от возможности предотвращения интенсивности обводнения скважин фильтратом промывочных жидкостей, подошвенной водой и водой для ППД или даже ее предотвращения: «Гидрофобизация породы ПАВ в ПЗП ... препятствует проникновению воды в породу и способствует фильтрации нефти». Укореняется тезис. А как же тогда быть с разработкой месторождений с преимущественно гидрофобным типом смачиваемости коллекторов в режиме их заводнения? М.А. Ахметшин в 1968 г. [47] описал в своей кандидатской диссертации результаты экспериментов оценки эффективности гидрофобизации модельных пористых сред нефтяными растворами ДДО с соблюдением пластовых условий. В одном эксперименте производилось определение проницаемости для нефти, насыщение пластовой водой и вытеснение ее нефтью с повторной фиксацией ее проницаемости. В другом - в модель закачивали нефтяной раствор ДДО, вытесняли его нефтью, фильтровали пластовую воду и оценивали проницаемость для нефти. При анализе полученных данных автором было зарегистрировано резкое снижение проницаемости для нефти в гидрофобизированной ДДО пористой среде. А.И. Вашуркин [48] первым, пожалуй, обратил внимание и расчетным путем показал нецелесообразность гидрофобизации ПЗП. По экспериментальным материалам из работы В.А. Сидоровского (см. табл. 3) эффект от «гидрофобизации» был полностью отнесен им на счет предварительного нефтенасыщения ПЗП со снижением ОФП для воды. Автор установил также несущественность влияния противоположно направленного гидродинамическому капиллярного давления даже после полной гидрофобизации Таблица 4 Влияние гидрофобизации кернов Тевлино-Русскинского месторождения на ОФП нефти kg, 10-3 мкм2 m, % Sw, % Проницаемость по керосину, 10-3 мкм2 ßо, % исходная после ДЭДХС 50,0 18,7 38,2 20,0 13,6 68 23,6 18,9 44,5 14,0 5,3 38 23,1 17,1 38,1 14,4 4,6 32 13,0 18,6 48,0 6,5 1,7 26 12,6 16,9 50,1 9,8 1,7 17 коллекторской поверхности на последующий приток воды из пласта в скважину (капиллярные эффекты в ПЗП рассмотрены во второй части статьи). С появлением на рынке нефтепромысловой химии кремнийорганических продуктов гелирующего действия в водных средах: этилсиликатов (ЭТС-16, ЭТС-40), метил- и этилсиликонатов (ГКЖ-11 и ГКЖ-10), смеси этиловых и бутиловых эфиров ортокремниевой кислоты (АКОР), а также отверждаемых под воздействием водной фазы маслорастворимых органохлорсиланов, тема гидрофобизации ПЗП «расцвела в новом обличье». Их начали позиционировать в качестве эффективных гидрофобизаторов коллекторской поверхности, что не противоречит механизму действия в виде нанопленки на твердой подложке. Но поскольку они гелируют или отверждаются во всем объеме, то такого эффекта можно добиться только их разбавленными растворами, что на практике не использовалось. Соотнести же эффект от ограничения водопритоков и гидрофобизации в пористой среде невозможно, хотя упор делался уже в ранних работах именно на гидрофобизирующем действии данных реагентов. Так, в 1972-1973 гг. на низкообводненном (Qw = 3-12 %) фонде скважин Ново-Троицкого месторождения Краснодарского края провели успешные ОПЗ путем закачки нефтяных растворов фенилтрихлорсилана с нефтяной буферной оторочкой и продавкой нефтью в объеме 2-3 объема НКТ [49]. Авторы этой работы утверждали: «При одинаковой физико-химической характеристике нефти скорость продвижения пластовой воды будет тем больше, чем гидрофильнее поверхность порового пространства, и, наоборот, тем меньше, чем больше эта поверхность обладает гирофобными свойствами». Кто им читал курс разработки в вузе? И эти «новые» идеи продолжали укореняться. Подобные работы проводились и А.Г. Ягафаровым и соавт. [50] на низкообводненном (Qw = 4-10 %) фонде разведочных скважин Красноленинского района Западной Сибири путем закачки в ПЗП 1-1,5 м3/м 5-10%-ных растворов реагентов ЭТС-16 или ЭТС-40 + + ГКЖ-10 в дизтопливе, которые именовали «гидрофобизатором» и достигаемый эффект также за счет гидрофобизации коллектора. В этом отношении В.Н. Сергиенко и соавт. [51] провели специальные эксперименты на кернах пласта Тевлино-Русскинского месторождения Западной Сибири с остаточной водой. После фильтрации 3-4 ПО 3%-ного керосинового раствора диэтилдихлорсилана (ДЭДХС) с выдержкой 12-20 ч для пленочного покрытия коллекторской поверхности определялась проницаемость для керосина в обратном направлении. Полученные данные представлены в табл. 4. Их анализ свидетельствует о резком снижении фазовой проницаемости керосина в гидрофобизированных кернах и соответственно низком коэффициенте восстановления их керосинопроницаемости пропорционально падению исходной газопроницаемости пористой среды kg. Эти результаты перекликаются с вышеприведенными данными американских исследователей, что должно было бы поставить точку в вопросах целесообразности работ по гидрофобизации ПЗП. Но этого не только не произошло, но и привело к новым результатам. Например, в работе К.В. Киселева триметилтрихлорсилан «медленно превращается» в катионный ПАВ [52]. При сочетании в кислотном составе гидрофилизирующего ПНАВ и кремнийорганического гидрофобизатора, по мнению автора, «... наблюдается эффект синергии, поскольку обработки породы двумя различными компонентами... вызывают больший эффект, нежели каждым компонентом в отдельности». Правда «синергия» работает в коллекторах со значениями kg > 0,06 мкм2 (см. табл. 4). Что тут сказать, «пироги печет сапожник». С. Адемахин и соавт. [53], проведя эксперимент на насыпной модели пласта с отверждаемым кремнийорганическим продуктом Sidox, в трех статьях идентичного содержания, чего только не приписывали его действию: «В процессе закачки гидрофобизирующей композиции происходит разрушение пленки рыхлосвязанной воды, оттеснение воды из призабойной зоны и тем самым ее осушение. Гидрофобизирующий реагент закрепляется на поверхности породы, препятствуя ее повторной гидратации. Водонасыщенность гидрофобизированных участков пласта резко падает, что увеличивает проницаемость для нефти и снижает ее для воды». Наконец-то, не будет у нас проблем с обводненностью скважин. Сначала 2000-х гг. в связи с развитием нефтепромыслового сервиса в России произошла подмена науки на маркетинг, завуалированный на покрытые коммерческой тайной «инновации». Так, в работе [54] по результатам ОПЗ 17 добывающих скважин ПАО «Татнефть» углеводородным растворителем РМД гидрофобизирующего действия объемом 3-8 м3/м с продавкой нефтью и выдержкой 1 сут отмечалось более значительное увеличение дебитов по нефти на объектах с обводненностью продукции 83-92 %, чем с > 90 %, а также высокодебитных. Очевидна роль раскольматации ПЗП и кратковременного повышения ОФП нефти, но вновь настораживает фраза из данной статьи: «Снижение производительности добывающих скважин во многом обусловлено также гидрофильным характером смачиваемости продуктивных нефтесодержащих коллекторов». В более поздней работе А.Ш. Газизова и соавт. [55] уже с приданием ей гидрофобизирующей направленности предполагается отмыв АСПО данным составом, ускорение капиллярной пропитки нефти в пористую среду и ограничение фильтрации воды вследствие повышения ОФП нефти, что не противоречит общим представлениям. Но причем здесь гидрофобизация и чем достигается ускорение капиллярной пропитки, по сравнению с чем? А ведь А.Ш. Газизов и А.А. Газизов, соавторы книг по разработке месторождений, доктора наук. Смелое заявление было сделано В.Г. Козиным и соавт. [56] по решению проблемы ограничения водопритоков и снижения обводненности продукции добывающих скважин. Авторы одним из путей ее решения считают «... применение гидрофобизаторов в различных технологиях на всех стадиях разработки и эксплуатации нефтяных месторождений». В статье приводятся конечные данные стендовых и промысловых результатов эффективности гидрофобизирующего углеводородного состава «ТАТНО-2002» без указания его состава, марки и расхода гидрофобизатора, а мелькает лишь фраза о рекомендуемой дозировке 0,5 % в углеводородной жидкости и вывод, что «разработанные композиционные составы гидрофобизаторов эффективно увеличивают ОФП нефти и снижают ее по воде». Самостоятельно проанализируем стендовые эксперименты этих авторов [57] на насыпной модели из кварцевого песка. Начально водонасыщенный песок создавался фильтрацией 1 ПО воды, через него 1 ПО нефти, а затем 30 ПО пресной воды до остаточной нефтенасыщенности. Обработкой модели 1 ПО 0,5%-ного углеводородного раствора «ТАТНО-2002» на каждом из этих этапов имитировалась гидрофобизация пористой среды, хотя одновременно происходило ее углеводородонасыщение и производился расчет кратности снижения проницаемости по воде kw и увеличения по нефти (табл. 5). Из этих результатов нетрудно обнаружить, что для модели с остаточной водонасыщенностью № 3 гидрофобизация ~ в 25 раз ускорила фильтрацию воды, а с остаточной нефтенасыщенностью - ~ в 2,5 раза, что нивелирует рост проницаемости по нефти. Отдельную нишу в теме гидрофобизации ПЗП заняли углеводородные составы с мелкодисперсными наполнителями различной смачиваемости. Сотрудниками АО «РИТЭК» под руководством В.И. Грайфера [58] предложена добавка гидрофобизированного кремнийорганикой оксида кремния «Полисил-1» с размерами частиц 0,1-30 мкм (хотя их реальный размер 5-40 нм) и удельной площадью 100-300 м2/г для ОПЗ как добывающих, так и нагнетательных скважин в составе углеводородных растворителей из расчета 1-1,5 м3/м [59]. Успешность около 81 % ОПЗ низкодебитного фонда скважин НГДУ «Азнакаевнефть» Ромашкинского месторождения с обводненностью продукции от 0 до 96,7 % при увеличении дебитов по нефти в 2 раза и более как со снижением, так и ростом доли воды можно объяснить только избирательной кольматацией водопроводящих каналов углеводородной суспензией «Полисил-1» и подключением в работу незадействованных нефтесодержащих пропластков с ростом ОФП нефти. Безуспешными оказались ОПЗ скважин с обводненностью более 97 %: из 10 ОЗП успешной была только одна [60]. ОПЗ 32 нагнетательных объектов Повховского месторождения Западной Сибири композицией «Полисил-1» сопровождались или ростом их приемистости в несколько раз, или ее отсутствием при идентичном давлении [61]. Интересно процитировать достигаемый эффект по нагнетательным объектам в интерпретации авторов: «При обработке породы “Полисилом” ее поровое пространство приобретает органофильные свойства. Это снижает межфазные натяжение на границе нефть - порода - вода, в результате повышаются фазовые проницаемости для нефти и воды. Все эти факторы способствуют улучшению капиллярной пропитки и, в конечном итоге, увеличивают скорость фильтрации закачиваемой воды. Следовательно, Таблица 5 Влияние обработки пористой среды 1 ПО 0,5%-ного раствора «ТАТНО-2002» на значения kw и ko Номер этапа Модель пласта Снижение kw Увеличение ko 1 Кварцевый песок 6,33 8,75 2 Начально водонасыщенный кварцевый песок 11,0 1,88 3 Начально нефтенасыщенный кварцевый песок 0,04 4,90 4 Остаточно нефтенасыщенный кварцевый песок 0,42 2,34 должна достигаться лучшая нефтеотдача при вытеснении нефти из гидрофильных пород водами с низкими значениями межфазного натяжения». Хорошо все собрано. Но как себе представляют авторы одновременное повышение ОФП нефти и воды, а улучшение капиллярной пропитки (какой жидкостью и в какую среду?) вовсе требует отдельного рассмотрения. Вот с такими «инновациями» приходится иметь дело. В нагнетательных объектах увеличивают ОФП воды, а в добывающих - ОФП нефти. Однако в более поздней работе [59] сообщается уже об увеличении ОФП воды примерно в два раза при обработке песчаного керна Berea углеводородной суспензией «Полисил-П1», что не противоречит общепризнанным фактам. И тут интересна еще одна цитата: «... фобизация глинистых частиц, присутствующих в коллекторе, снижает толщину гидратных оболочек, увеличивая тем самым эффективные размеры поровых каналов». А то, что они покрываются армированным «Полисилом» углеводородным слоем не принимается во внимание. Со временем авторы создают модификацию суперфильного «Полисил- СФ» для ОПЗ добывающих скважин с целью снижения их обводненности, что ближе к истине. Предлагается обработка им проппанта для ГРП, а обработка же проппанта гидрофобным «Полисилом», наоборот, повышает ОФП воды. Наконец, теперь все логично. Подобные работы на 15 добывающих скважинах месторождений Башкортостана были проведены с 1%-ной углеводородной суспензией мелкодисперсного гидрофобного полипропилена из расчета ≥0,50 м3/м и продавкой ≥0,9 м3/м нефти со снижением дебитов скважин по жидкости, обводненности и увеличением дебитов нефти [62]. Заключение В данном случае можно сделать вывод о достижении положительного эффекта как вследствие повышения ОФП нефти с насыщением ПЗП углеводородной фазой, так и ограничения притока воды за счет кольматации наиболее проницаемых водопроводящих каналов частицами полипропилена, о чем свидетельствует снижение дебитов по жидкости. С гидрофобизацией такие ОПЗ связывает лишь название статьи.

About the authors

V. N. Glushchenko

M. S. Turbakov

Perm National Research Polytechnic University

G. P. Khizhnyak

Perm National Research Polytechnic University

Qi Chengzhi

Beijing University of Civil Engineering and Architecture

References

Statistics

Views

Abstract - 11

PDF (Russian) - 8

Refbacks

• There are currently no refbacks.