Водоизоляционные работы с применением гидрофобизирующих составов для условий пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Переверзев Святослав Андреевич

• Переверзев Святослав Андреевич
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Переверзев Святослав Андреевич

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР ОСОБЕННОСТЕЙ РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ НЕОДНОРОДНЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

1.1. Особенности геологического строения и фильтрационных процессов в низкопроницаемых неоднородных коллекторах среднеюрских отложений

1.2. Анализ особенностей разработки низкопроницаемых неоднородных коллекторов среднеюрских отложений

1.3. Анализ технологий ограничения водопритока в скважинах

1.3.1. Особенности методов проведения работ по ограничению водопритока в скважинах с низкопроницаемыми неоднородными терригенными коллекторами

1.3.2. Анализ основных материалов, применяемых в технологиях

ограничения водопритока в скважинах

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

2. АНАЛИЗ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОПРОНИЦАЕМОСТИ И ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ФАЗОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ЕСТЕСТВЕННЫХ КЕРНОВ, А ТАКЖЕ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ СРЕД

2.1. Фильтрационные исследования образцов керна по определению относительных фазовых проницаемостей

2.2. Фильтрационные исследования образцов керна по определению фазовых проницаемостей до и после обработки гидрофобизирующим составом

2.3. Исследования с использованием различных кольматирующих сред

2.3.1. Исследование с использованием бурового раствора

2.3.1.1. Порядок проведения работ

2.3.1.2. Обработка результатов исследований

2.3.2. Исследование с фильтратом бурового раствора

2.3.2.1. Порядок проведения работ

2.3.2.2. Обработка результатов исследований

2.3.3. Исследование со сшитым гелем ГРП

2.3.3.1. Порядок проведения работ

2.3.3.2. Обработка результатов исследований

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

3. ВЫБОР ОБЪЕКТОВ И ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРОМЫШЛЕННОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГИДРОФОБИЗИРУЮЩЕГО СОСТАВА ДЛЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ПЛАСТА ЮС2/1 ВОСТОЧНО-СУРГУТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1. Условия проведения водоизоляции гидрофобизирующим составом на добывающих скважинах Восточно-Сургутского месторождения,

эксплуатирующих пласт ЮС2/1

3.1.1. Обоснование выбора участков работ

3.2. Подготовка к проведению технологического процесса закачки гидрофобизирующего состава

3.3. Подготовка материалов для обработки призабойной зоны скважины

гидрофобизирующим составом

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОФОБИЗИРУЮЩЕГО СОСТАВА НА СКВАЖИНАХ ПЛАСТА ЮС2/1

ВОСТОЧНО-СУРГУТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1. Методология и алгоритм расчета комплексных характеристик скважин (забойного давления и коэффициента пропорциональности)

4.2. Расчет и анализ комплексных характеристик различных групп скважин

4.3. Анализ параметров работы опорных скважин и скважин-кандидатов

после вывода их на стационарный режим

4.4. Результаты шестимесячного мониторинга работы опорных скважин и

скважин-кандидатов и сопоставительный анализ их работы

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

В настоящее время на месторождениях нефти Западной Сибири, находящихся в разработке и планируемых к вводу в промышленную эксплуатацию, основные остаточные извлекаемые запасы сосредоточены в залежах нефти со сложным горно-геологическим строением породы, коллектора которых характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами и имеют сложнопрогнозируемый характер территориального распространения. Перед недропользователями стоит сложная задача по подбору эффективных и экономически целесообразных технологических мероприятий по повышению эффективности нефтеизвлечения трудноизвлекаемых запасов нефти на этапе освоения и эксплуатации месторождений [1, 2, 4, 5, 8, 10, 12, 14, 15, 16, 27, 38, 40, 42, 50, 52, 53, 56, 70, 80, 93].

Основным из методов интенсификации притока нефти в добывающих скважинах является гидравлический разрыв пласта (ГРП), позволяющий в низкопроницаемых терригенных поровых коллекторах создавать искусственные высокопроницаемые трещины. Данный метод, решая одну задачу, ведет к образованию дополнительных сложностей при разработке подобных залежей нефти со смешанным типом пустотного пространства коллектора (поры и трещины). На первый план выходит проблема с преждевременным обводнением добываемой продукции скважин. Существующий накопленный опыт по проведению работ по водоизоляции не всегда эффективно решает проблемы недропользователей с преждевременным обводнением для каждого конкретного месторождения и залежи нефти, в связи со сложностью геологического строения [5-21, 28-32, 34-39, 43-45, 48, 55, 58, 60, 61, 64, 65, 85, 86].

Применение различных химических составов с целью регулирования процесса обводнения скважин является одним из приоритетных направлений в нефтегазодобывающей отрасли.

Анализ текущего состояния разработки пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения, а также различных технологий

водоизоляции в добывающих скважинах позволяют определить оптимальную технологию водоизоляции, рецептуру водоизоляционного состава, а также оценить экономическую эффективность предлагаемых мероприятий [2, 4, 6-14].

Вопросы разработки и совершенствования технологий по ограничению водопритока рассматриваются в научных трудах Алтуниной Л.К., Ахметшина М.А., Блажевича В.А., Бобылева О.А., Борховича С.Ю., Бравичевой Т.Б., Булгакова Р.Т., Габсия Б.К., Газизова А.Ш., Гиматудинова Ш.К., Горбунова А.Т., Дубинского Г.С., Желтова Ю.В., Земцова Ю.В., Зозули Г.П., Кадырова Р.Р., Клещенко И.И., Корнилова А.В., Кравченко И.И., Кузнецова М.А., Ленченковой Л.Е., Магадовой Л.А., Минакова И.И., Мищенко И.Т., Москвина В.Д., Мухамедшина Р.К., Палий А.О., Палий В.О., Пасынкова А.Г., Петракова А.М., Петрова Н.А., Пятибратова П.В., Рогачева М.К., Свалова А.М., Стрижнева В.А., Стрижнева К.В., Сургучева М.Л., Тазиева М.М., Уметбаева В.Г., Умрихиной Е.Г., Фахретдинова Р.Н., и многих других отечественных и зарубежных ученых.

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти за счет водоизоляционных работ, управляемо изменяющих смачиваемость порового пространства и декольматацию продуктивных коллекторов разработанной химической композицией, регулирующей фазовую проницаемость по нефти.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Водоизоляционные работы с применением гидрофобизирующих составов для условий пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения»

Идея работы

Регулирование обводненности добываемой продукции нефтяных скважин путем закачки гидрофобизирующих составов (ГФС) на этапе освоения скважин после бурения и проведения геолого-технических мероприятий для снижения существенного отрицательного влияния технологических жидкостей, используемых при глушении скважин и ГРП на характер смачиваемости порового пространства пласта-коллектора в призабойной зоне скважины (ПЗС).

Задачи исследований

1. Изучить источники и характер обводнения добывающих скважин, пробуренных на залежах с низкопроницаемым, высокорасчлененным терригенным

коллектором, зачастую закольматированным даже после ГРП с целью повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти.

2. Проанализировать и оценить существующие технологии водоизоляционных работ и применяемые гидрофобизирующие составы (ГФС), позволяющие не только повысить эффективность разработки месторождений, но и принципиально реализовать саму возможность выработки трудноизвлекаемых запасов.

3. На основе экспериментальных исследований обосновать состав химической композиции и ее применение в горно-геологических условиях низкопроницаемых среднеюрских отложений Восточно-Сургутского месторождения, учитывая также кольматацию порового пространства.

4. Обосновать и оценить на практике критерии подбора скважин для проведения эффективных работ по водоизоляции с применением ГФС на базе разрабатываемой технологии.

5. Оценить технологическую эффективность применения ГФС, используемого для управляемого изменения смачиваемости порового пространства коллектора и направленного регулирования фильтрационных потоков с целью снижения поступления воды в скважины.

Методы исследований

Работа выполнена на основе статистического анализа основных геолого-физических характеристик пласта ЮС2/1, параметров разработки объекта; данных теоретических, экспериментальных лабораторных и опытно-промышленных исследований при длительной эксплуатации добывающих скважин Восточно-Сургутского месторождения.

Научная новизна работы

1. Установлена и доказана возможность и эффективность управляемого изменения смачиваемости и декольматации порового пространства в низкопроницаемом неоднородном коллекторе с созданной искусственной трещинностью как средства снижения поступления воды в скважины использованием ГФС на основе катионоактивного ПАВ и раствора соляной кислоты.

2. Обоснована технология водоизоляционных работ для горно-геологических

условий пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения, позволяющая не только реализовать на практике возможность разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, но и повысить текущий коэффициент извлечения нефти и вовлечь в разработку слабодренируемые запасы нефти.

Защищаемые научные положения

1. Установлены основные источники и характер обводнения низкопроницаемых высокорасчлененных терригенных коллекторов. Применение ГФС, воздействуя на фильтрационные потоки, увеличивает фазовую проницаемость по нефти. Введенный в катионоактивный ПАВ раствор соляной кислоты повышает гидрофобизацию порового пространства за счет разрушения различных карбонатных кольматирующих веществ в ПЗС.

2. Обоснованные технология и состав для ограничения притока воды в добывающие скважины и декольматации порового пространства ПЗС позволили увеличить добычу нефти, вовлекая слабодренируемые запасы, снизить удельные затраты на добычу 1 тонны нефти, тем самым повысив рентабельность разработки месторождения и перспективность дальнейших мероприятий по разбуриванию ранее малорентабельных залежей нефти.

3. Критерии выделения участков проведения опытно-промышленных работ (ОПР), а также опорных скважин и первоочередных скважин-кандидатов для проведения обработок скважин ГФС, а также методология оценки эффективности водоизоляционных работ на низкопроницаемых высокорасчлененных объектах разработки.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

Подтверждена экспериментальными исследованиями, фактическими результатами режима работы скважин, а также соответствием научных положений основным закономерностям нефтепромысловой науки.

Теоретическое и практическое значение работы

1. Доказана возможность и эффективность управляемого изменения смачиваемости порового пространства в низкопроницаемом неоднородном коллекторе с созданной искусственной трещинностью как средства снижения

поступления воды в скважины

2. Подтверждена промысловая эффективность гидрофобизирующей композиции на базе катионоактивных ПАВ и раствора соляной кислоты для применения в добывающих скважинах, эксплуатирующих низкопроницаемые неоднородные пласты-коллектора залежей юрских отложений.

3. Установлено влияние изменения смачиваемости и декольматации порового пространства коллектора на возможность регулирования направления фильтрационных потоков в зоне дренирования пластов-коллекторов юрских отложений на этапе их освоения после бурения и после проведения геолого-технических мероприятий.

4. Предложены критерии подбора опорных скважин и скважин-кандидатов для проведения эффективных работ по водоизоляции с применением ГФС, что позволяет рекомендовать их для промышленного применения.

5. Материалы диссертационной работы могут быть использованы для применения в процессе разработки нефтяных месторождений со схожим геологическим строением путем обработки ПЗС предложенным составом гидрофобизатора.

Публикации

По теме диссертации опубликованы 3 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, списка литературы, включающего 94 наименования и общих выводов. Материал диссертации изложен на 135 страницах машинописного текста, включает 43 таблицы, 32 рисунка.

Личный вклад автора

В получении результатов, изложенных в диссертации: обобщение и анализ практического опыта по теме исследования, определение и обоснование критериев эффективного применения предлагаемой композиции и технологии, разработка программы и организация ОПР по опробыванию предлагаемой технологии в

добывающих скважинах, определение методики оценки эффективности проведенных работ. Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю И.Т. Мищенко за руководство при подготовке диссертационной работы, за ценные советы и рекомендации.

1. ОБЗОР ОСОБЕННОСТЕЙ РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ НЕОДНОРОДНЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В ЗАПАДНОЙ

СИБИРИ

Основой нефтегазовой промышленности России являются месторождения нефти и газа в Западной Сибири, история их освоения начинается с 60-х годов 20 века; уникальные, крупные и множество мелких месторождений открыто в данной нефтегазоносной провинции. Уже более 50 лет идет разработка терригенных коллекторов залежей нефти, степень изученности и накопленный колоссальный опыт работы на данных месторождениях позволяет более 50 лет держать лидерство данного региона в объемах добычи нефти в стране. Высокая выработка запасов залежей нефти в меловых (традиционных) отложениях вынуждает недропользователей осваивать более сложные и менее проницаемые коллектора ачимовских, баженовских и юрских отложений, характеризующихся крайней неоднородностью.

Проблема разработки юрских отложений начинается с момента ввода их в эксплуатацию; помимо низких фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) нефтенасыщенных пород имеются трудности с подбором рациональной системы воздействия. На большей части скважин, пробуренных на пласты юрских отложений, проводится ГРП, который дополнительно усложняет систему гидродинамической связи в системе разработки.

В данной главе кратко рассмотрено геологическое строение и особенности разработки пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения, являющегося основным объектом разработки, представленным терригенным, сильно расчлененным коллектором [1, 2, 27, 32, 40, 42, 50, 58, 93].

Восточно-Сургутское месторождение ПАО «Сургутнефтегаз» - одно из крупнейших по объему трудноизвлекаемых запасов нефти и объему добываемой продукции, а также по количеству реализуемых высокотехнологичных мероприятий, направленных на повышение коэффициента нефтеизвлечения.

1.1. Особенности геологического строения и фильтрационных процессов в низкопроницаемых неоднородных коллекторах среднеюрских отложений

Продуктивными отложениями тюменской свиты среднеюрского возраста является пласт ЮС2/1, представленный переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород, часто обогащенный углистым материалом, имеющий сложный литологический состав, изменчивый и невыдержанный по площади и по разрезу.

Можно выделить две основные геолого-физические характеристики пласта ЮС2/1, которые определяют технологию выработки запасов нефти:

1. Низкие ФЕС, явившиеся следствием эпигенетических процессов преобразований в песчаном материале слагающих пород, наличие в разрезе переслаивания глинистых пород;

2. Неравномерное и невыдержанное распространение пород-коллекторов по площади и разрезу, связанное с условиями осадконакопления [1] (прибрежно-морские (Рисунок 1.1, 1.2) и континентальные (Рисунок 1.3, 1.4)).

Сложная фильтрационная картина в системе различных по проницаемости каналов с крайне низкими ФЕС, дополнительно осложненных в процессе генезиса неоднородностью песчаного материала, определяют низкую продуктивность пласта ЮС2/1. Данный факт вынуждает применять методы интенсификации притока путем создания высокопроницаемых каналов, в результате чего образуется смешанный тип пустотного пространства продуктивного коллектора -трещинно-поровый. Фильтрационные процессы в подобных коллекторах становятся менее управляемыми, ввиду различных скоростей фильтрации в едином литологически экранированном теле пласта. С учетом этого необходимо выстраивать систему отборов и закачки для обеспечения максимального коэффициента нефтеизвлечения.

Неоднородность распространения пласта ЮС2/1 связана, в первую очередь, с неравномерностью распространения пород-коллекторов, прибрежно-морские и континентальные условия осадконакопления создали различные по мощности и гидродинамически несвязанные песчаные тела (Рисунок 1.5) [55].

метод потенциалов самопроизвольной поляризации

естественная гамма-активность

данные по большому зонду нейтрон-нетронного каротажа

кажущееся сопротивление по боковому каротажу

кажущаяся проводимость индукционного зонда

высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование

нефтенасыщенный песчаник

нефтенасыщенный песчаник (возможно неколлектор)

шш водонасыщенный песчаник (возможно неколлектор)

— — глина

уголь

Рисунок 1.1 - Диаграмма комплекса ГИС, выполненного в открытом стволе скважины, вскрывшей прибрежно-морские

отложения пласта ЮС2 Восточно-Сургутского месторождения

Рисунок 1.2 - Фотографии кернового материала прибрежно-морских отложений пласта ЮС2 Восточно-Сургутского

месторождения в дневном и ультрафиолетовом свете

метод потенциалов самопроизвольной поляризации

естественная гамма-активность

данные по большому зонду нейтрон-нетронного каротажа

кажущееся сопротивление по боковому каротажу

кажущаяся проводимость индукционного зонда

высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование

1 нефтенасыщенный песчаник

1 водонасыщенный песчаник

— — глина

уголь

Рисунок 1.3 - Диаграмма комплекса ГИС, выполненного в открытом стволе скважины, вскрывшей континентальные

отложения пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения

Рисунок 1.4 - Фотографии кернового материала континентальных отложений пласта ЮС2 Восточно-Сургутского

месторождения в дневном и ультрафиолетовом свете

За счет различия в мощности песчаного коллектора возникает дисбаланс в системе отборов и закачки в процессе разработки, отсутствие гидродинамической связи между продуктивными телами создает неопределенность в месте размещения и назначения эксплуатационных скважин.

В связи с подобными различиями в геологическом разрезе, выделяется условный объект разработки - пласт ЮС2/1, который имеет разноскоростную фильтрационную характеристику, осложненную по простиранию различными барьерными зонами замещения коллектора. Одним из решений данной проблемы является выравнивание скорости фильтрационных потоков в процессе разработки за счет подключения слабодренируемых низкопроницаемых прослоев пород-коллекторов и отключения из работы промытых искусственных высокопроницаемых каналов [4, 6, 7, 9-14, 28, 31, 34-36, 39, 43, 45, 60, 61, 64, 67].

Основные геолого-физические характеристики пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения представлены в Таблице 1.1 [2].

По средним значениям основных геолого-физических характеристик видно, что разрабатываемый пласт представляет собой слоисто-неоднородное тело.

Объем запасов по пласту ЮС2/1 составляет 88,6% от общего объема по месторождению.

Рисунок 1.5 - Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта ЮС2 Восточно-Сургутского месторождения

Таблица 1.1 - Основные осредненные геолого-физические свойства пласта ЮС2/1

Восточно-Сургутского месторождения

Пласты

Параметры

ЮС2/1

Средняя глубина залегания кровли, м 2861

Тип коллектора поровый

Площадь нефтегазоносное™, тыс.м2 903098

Средняя общая толщина, м 18,2

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 5,0

Коэффициент пористости, доли ед. 0,16

Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. 0,73

Проницаемость, 10-3 мкм2 3,6

Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,35

Расчленённость, ед. 5

Начальная пластовая температура, °С 90

Начальное пластовое давление, МПа 28,4

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас 1,51

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,790

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,861

Содержание серы в нефти, % 1,38

Содержание парафина в нефти, % 3,06

Давление насыщения нефти газом, МПа 11,5

Газосодержание, м3/т 60

Содержание сероводорода, % отсутствует

Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 0,987

Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 1,012

Сжимаемость, 1/МПа-10"4

нефти 12,0

воды 4,8

породы 3,6

Коэффициент продуктивности, м3/(сутМПа) 1,16

Коэффициент вытеснения, доли ед. 0,492

1.2. Анализ особенностей разработки низкопроницаемых неоднородных коллекторов среднеюрских отложений

На сегодняшний день законодательством определен порядок проектирования разработки месторождений нефти и газа. Каждое месторождение, каждая залежь с утвержденными запасами нефти и газа запроектирована с учетом определенного коэффициента нефтеизвлечения, обеспечивающего максимальную экономическую рентабельность [3].

Существующие системы разработки представляют собой систему пространственно-ориентированных скважин, расположенных в определенном порядке и на определенном расстоянии друг от друга, с прогнозируемым уровнем забойных давлений и отборов пластового флюида, объемом закачки в пласт агента для регулирования пластового давления.

Исходя из этого, недропользователь на стадии формирования системы разработки находится в определенных рамках при разбуривании месторождения -это является одной из первых проблем разработки залежей юрских отложений. Как отмечалось ранее, имея неравномерный характер распространения юрских пород-коллекторов, при разбуривании проектного фонда скважин возникает проблема с определением назначения пробуренных скважин, при этом добывающие скважины могут вскрыть зоны частичного или полного замещения коллектора, а нагнетательные - попасть в монолитные мощные песчаные коллектора. С учетом данного факта приходится формировать такую систему выработки запасов, в результате которой образуются зоны перекомпенсации отборов и зоны недокомпенсации отборов закачкой. В зонах со сниженным пластовым давлением закачиваемый в пласт агент прорывается к забоям добывающих скважин ввиду пониженных внутренних сопротивлений в пласте и образованных на этапе освоения скважин искусственных высокопроницаемых трещин. Также в случае вскрытия зоны замещения пласта-коллектора нагнетательной скважиной возникает проблема возможности закачки агента в пласт, так как слагающие глинистые породы не имеют проницаемых поровых каналов, способных его фильтровать; из-за отсутствия гидродинамической связи

система воздействия становится малоэффективной (Рисунок 1.6, 1.7).

Низкие ФЕС определяют технологию освоения скважин, экономически рентабельный дебит которых может обеспечить, например, только ГРП. Среднее значение притока флюида в скважине, пробуренной на пласт ЮС2/1, составляет

-5

1-3 м /сут жидкости или 0,8-2 т/сут нефти; минимальный рентабельный дебит нефти новой скважины на Восточно-Сургутском месторождении в течение 6 лет должен составлять не менее 10 т/сут. При проведении гидравлического разрыва пласта на этапе освоения после бурения среднегодовой дебит нефти новой скважины, пробуренной на пласт ЮС2/1, составляет 16 т/сут. Исходя из этого, с целью наиболее полного нефтеизвлечения и максимальной экономической выгоды, определен основной метод интенсификации притока в добывающих по назначению скважинах - ГРП [2, 27, 40, 46, 50, 53, 55, 57, 90-93].

Сильно расчлененный заглинизированный и маломощный пласт ЮС2/1 после проведения ГРП получает высокопроницаемый канал, через который возможна достаточная фильтрация нефти. В существующих программных комплексах по моделированию трещин ГРП с учетом неоднородности пород по напряжению можно рассчитать геометрические размеры образованных трещин ГРП.

По результатам моделирования дизайна ГРП скважины Восточно-Сургутского месторождения данный канал представляет собой вертикальную трещину выстой 20-40 м шириной 2-5 см, упакованную определенной фракцией проппанта (Рисунок 1.8); исходя из геометрических особенностей этого канала можно понять, что большая часть пласта остается такой же непроницаемой и слабодренируемой, практически не участвующей в выработке запасов углеводородов.

Рисунок 1.6 - Карта изобар пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения

Рисунок 1.7 - Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения

с векторами распространения закачки

Рисунок 1.8 - Геометрическое строение трещины ГРП

В процессе разработки напряженное состояние продуктивного пласта меняется, трещины закрываются, тем самым снижая продуктивность скважин, и недропользователь вынужден повторять подобные геолого-технические мероприятия. ГРП также применим и к нагнетательным скважинам с целью интенсификации приемистости.

В итоге система разработки низкопроницаемых юрских отложений представляет собой сетку скважин со сложной системой из слоисто-неоднородных пород-коллекторов, имеющих разрозненную систему гидравлически связанных и несвязанных песчаных тел, неопределенную систему трещин между добывающими и нагнетательными скважинами после проведения ГРП, различные скорости фильтрации и соответственно неравномерный профиль вытеснения и отборов, благоприятствующий кинжальным прорывам закачиваемой воды.

Не меньше проблем возникает и в процессе эксплуатации фонда скважин, пробуренных на пласт ЮС2/1. Методы интенсификации притока остаются такими же, как и при вводе в разработку, с каждым повторением которых система фильтрационных потоков усложняется. Крайне негативное влияние на фильтрацию в поровом пространстве пород-коллектров оказывают различные технологические жидкости разрыва и глушения. В погоне за достижением рентабельного дебита недропользователь применяет большеобъемные операции гидравлического разрыва пласта с закачкой большого объема жидкости разрыва

(100-300 м ) с целью упаковки и безаварийной прокачки проппанта. В результате этого, и так маломощные песчаные пропластки нефтенасыщенной породы становятся гидрофильными, растет водонасышенность, процесс фильтрации нефти затрудняется, и создаются благоприятные условия для фильтрации закачиваемой и остаточной воды.

Дополнительные сложности после проведения гидравлического разрыва пласта возникают и в связи с тем, что за счет высоты созданных вертикальных трещин могут подключаться в работу непроектные водонасыщенные пропластки пластов ЮС1, ЮС2/2, ЮС3, располагающиеся выше и ниже (на расстоянии 5-25 м) продуктивного нефтенасыщенного коллектора пласта ЮС2/1 (Рисунок 1.9). Объем поступления воды в общем составе притока из данных пропластков на этапе запуска скважины после проведения геолого-технического мероприятия незначителен, но вода, поступающая из них, создает в ПЗС дополнительные гидрофильные каналы, которые впоследствии становятся источником интенсивного обводнения скважин.

Рисунок 1.9 - Диаграмма промысловых ГИС по определению интервалов

притока и обводнения

1.3. Анализ технологий ограничения водопритока в скважинах 1.3.1. Особенности методов проведения работ по ограничению водопритока в

скважинах с низкопроницаемыми неоднородными терригенными

коллекторами

За более, чем вековую историю нефтегазодобычи сформировалось множество подходов к изоляции водопритока в скважинах, определяемых причинами обводнения.

Одним из эффективных методов изоляции воды является тампонирование обводненного интервала различными затвердевающими составами. Применение данного метода, в первую очередь, определяется геологическим строением объекта разработки, и в случае получения притока из водонасыщенного непроектного невскрытого перфорацией пласта путем заколонной циркуляции или за счет негерметичности зацементированной обсадной колонны скважины. Данная технология не позволяет решать задачи по ликвидации внутрипластового обводнения, так как закачка тампонирующих составов непосредственно в пласт с низкими ФЕС и осложненный переслаиванием глин, приведет к еще большей закупорке проницаемых каналов и, как следствие, приведет к полной потере притока в скважину [4, 5, 8-13, 29-31, 34, 35, 37, 38, 44, 82, 85, 87].

Метод закачки в пласт-коллектор осадко-гелеобразующих составов основан на образовании внутри порового пространства пласта-коллектора прочных нерастворимых осадков или гелей, закупоривающих высокопроницаемые водопромытые каналы фильтрации. Данный метод эффективен в высокопроницаемых пластах, где в процессе разработки образуются промытые зоны, которые необходимо отключить, а зоны с остаточным нефтенасыщением остаются нетронутыми и продолжают работать. Можно выделить несколько причин образования данных зон:

1. Движение ВНК, подтягивание конуса подошвенной или контурной воды;

2. Прорыв закачиваемой воды через высокопроницаемые прослои (разломы, трещины ГРП и другие);

3. Естественная выработка запасов нефти, образование обводненных зон в

эксплуатируемом пласте.

В результате применения осадко-гелеобразующих составов снижается продуктивность скважин, но дебит по нефти остается рентабельным, дополнительно сокращаются затраты на добычу и утилизацию попутно-добываемой воды.

Сводный анализ по видам источников обводнения, технологиям водоизоляции, водоизоляционным материалам и горно-геологическим условиям их применения представлен в Таблице 1.2 [4-14, 28-39, 44, 45, 60, 61, 64, 65, 67, 85, 87].

Как видно из Таблицы 1.2 по горно-геологическим условиям и источнику поступления воды в добывающих скважинах, эксплуатирующих пласт ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения, традиционные технологии водоизоляции не рекомендуются.

В настоящей работе предложен и обоснован состав и технология водоизоляции путем изменения смачиваемости порового пространства. Данная технология позволит наиболее щадящим способом воздействовать на породы пласта-коллектора, не создавая дополнительную кольматацию. Технология основана на изменении характера смачиваемости порового пространства вмещающей породы, позволяя увеличивать фазовую проницаемость по нефти и снижать возможность движения воды, в процессе которого возможно образование еще большего количества гидрофильных каналов [14-21, 33, 47-49, 51, 54, 55, 62, 63, 68-81, 83, 86, 89, 94].

Таблица 1.2 - Сводная информация по видам обводнения, водоизоляционным

технологиям и материалам, условиям их применения

№ п/п Источник обводнения Технология водоизоляции Водоизоляционный материал Горногеологические условия применения

1 Негерметичность обсадных колонн, подвесок хвостовиков, муфтовых соединений РИР тампонажным материалом Различные виды цементов, отверждающихся смол Высокопроницаемые коллектора пород всех типов. Основное условие к применению наличие стабильной приемистости для безаварийной закачки материала

РИР перекрытием обсадной колонной меньшего диаметра Обсадные колонны с диаметром меньшим эксплуатационной колонны Применимо в любых горногеологических условиях

РИР различными отсекающими устройствами Различные виды отсекающих пробок, пластырей, пакерующих устройств Применимо в любых горногеологических условиях

2 Заколонная циркуляция РИР тампонажным материалом Различные виды цементов, отверждающихся смол Основное условие к применению наличие стабильной приемистости для безаварийной закачки материала

Зарезка бокового ствола Бурение бокового ствола со спуском и креплением хвостовика Применимо в любых горногеологических условиях

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Переверзев Святослав Андреевич, 2021 год

ю чп

о30

20

10

77

Опорные скважины

49

Скважины-кандидаты

т

гт

т

X

т

я

V©

14

12

10

5,8

Опорные скважины

12,9

Скважины-кандидаты

8

6

4

2

0

0

Рисунок 4.4 - Диаграммы дебитов нефти и обводненности продукции опорных скважин после их вывода на стационарный режим, а также скважин-кандидатов после ГФО и их вывода на стационарный режим по группе 3

4.4. Результаты шестимесячного мониторинга работы опорных скважин и скважин-кандидатов и сопоставительный анализ их работы

Результаты выполненных исследований представлены в Таблицах 4.11-4.16 и на Рисунках 4.5-4.7. Таблицы 4.11-4.12 представляют результаты шестимесячного мониторинга скважин группы 1. Для визуализации результатов мониторинга скважин группы 1 на Рисунке 4.5 представлена диаграмма изменения дебитов скважин по нефти (Он) и обводненности продукции (В) как опорных скважин, так и скважин-кандидатов.

Анализ представленных материалов позволяет сделать следующие выводы:

- для скважин-кандидатов обводненность добываемой продукции после шести месяцев эксплуатации несколько ниже, чем обводненность опорных скважин;

-5

- дебит по жидкости выше, в среднем, на 13 м /сут (40%).

Данный факт свидетельствует о наличии эффекта от гидрофобизации порового пространства, создании благоприятных условий для увеличения фазовой проницаемости по нефти. Средний дебит нефти скважин-кандидатов выше на 10,6

-5

м /сут (9,16 т/сут), чем опорных скважин, что выше эффекта за счет очистки ПЗС после вывода скважин на режим.

В Таблицах 4.13-4.14 и на Рисунке 4.6 представлены результаты мониторинга скважин группы 2, которые охватывают достаточно широкий диапазон по параметрам;

опорные скважины:

-5

- дебит по жидкости изменяется от 5 до 27 м /сут (в среднем, Ож=15,33

-5

м3/сут);

- обводненность продукции - 22-80% (в среднем, 47,41%);

- дебит по нефти - 2,4-10,2 т/сут (в среднем, 6,5 т/сут);

- динамический уровень - 1132-2020 м (в среднем, 1627,6 м).

скважины -кандидат ы:

3 3

- дебит по жидкости 15-54 м /сут (в среднем, Ож=29,25 м /сут);

- обводненность продукции - 22-65% (в среднем, 44,4%);

- дебит по нефти - 7-21 т/сут (в среднем, 13,1 т/сут);

- динамический уровень - 1461-2092 м (в среднем, 1823,3 м).

Как видно из Таблиц 4.13-4.14 и Рисунка 4.6 по группе 2 скважин-кандидатов уровень обводненности добываемой продукции после 6 месяцев эксплуатации, также как и в группе 1 меньше, в среднем, на 3%

-5

обводненности опорных скважин, дебит по жидкости выше, в среднем, на 14 м /сут (~50%). Данный факт свидетельствует о наличии эффекта от гидрофобизации порового пространства, не позволяющего при увеличении продуктивности скважин увеличивать обводненность продукции (фильтрацию воды). Средний дебит нефти скважин-кандидатов выше на 6,5 т/сут, чем опорных скважин.

Qж, м3/сут % воды Qн, т/сут Ндин, м Кпр по жидкости, м3/(сутМПа) Кпр по нефти, м3/(сутМПа)

№ Месторождение Куст Опорные скважины Группа Параметры через 6 месяцев эксплуатации опорных скважин Рзаб, МПа ДКпр, %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

1 Восточно-Сургутское 569 6593 1 14 6 11 2053 6,8 0,6 0,61 6

2 Восточно-Сургутское 506 3135 1 7 30 4,2 1798 9,3 0,4 0,26 30

3 Восточно-Сургутское 505 3105 1 18 55 7,0 1613 11,5 1,1 0,48 55

4 Восточно-Сургутское 518 3192 1 33 57 12,2 1735 10,4 1,8 0,79 57

5 Восточно-Сургутское 519 3178 1 14 35 7,8 1284 13,9 1,0 0,63 35

Среднее значение по группе 17 56,2 8,5 1697 1,0 0,6

Ож, м3/сут % воды Он, т/сут Ндин, м Кпр по жидкости, м3/(сут-МПа) Кпр по нефти, м3/(сут-МПа)

№ Место рожден ие Куст Скважины-кандидаты Группа Параметры через 6 месяцев эксплуатации скважин-кандидатов Рзаб, МПа ДКпр, %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

1 Восточно-Сургутское 606 6514 1 27 20 19 1946 7,9 1,3 1,05 20

2 Восточно-Сургутское 599 6427 1 16 30 10 1719 10,0 0,9 0,61 30

3 Восточно-Сургутское 599 6429 1 30 53 12 1854 9,3 1,6 0,74 53

4 Восточно-Сургутское 521 3244 1 35 40 18 1711 10,3 1,9 1,16 40

5 Восточно-Сургутское 509 3838 1 43 22 29 1427 12,3 2,7 2,09 22

Среднее значение по группе 30 48,9 17,5 1731 1,7 1,1

Рисунок 4.5 - Диаграммы дебитов нефти и обводненности продукции опорных скважин и скважин-кандидатов после 6

Ож, м3/сут % воды Он, т/сут Ндин, м Кпр по жидкости, м3/(сутМПа) Кпр по нефти, м3/(сутМПа)

№ Месторождение Куст Опорные скважины Группа Параметры через 6 месяцев эксплуатации опорных скважин Рзаб, МПа ДКпр, %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

6 Восточно-Сургутское 569 6573 2 12 59 4,2 2020 7,9 0,6 0,24 59

7 Восточно-Сургутское 569 6585 2 27 56 10,2 1786 9,9 1,5 0,64 56

8 Восточно-Сургутское 601 6434 2 5 44 2,4 1676 10,7 0,3 0,16 44

9 Восточно-Сургутское 558 6610 2 8 23 5,3 1687 10,2 0,4 0,34 23

10 Восточно-Сургутское 606 6526 2 18 42 9,0 1596 11,3 1,1 0,61 42

11 Восточно-Сургутское 528 3259 2 9 43 4,4 1911 8,6 0,5 0,26 43

12 Восточно-Сургутское 503 6494 2 15 22 10,1 1132 14,8 1,1 0,86 22

13 Восточно-Сургутское 534 5050 2 20 60 6,9 1724 10,6 1,1 0,45 60

14 Восточно-Сургутское 518 3172 2 13 60 4,5 1496 12,6 0,8 0,33 60

15 Восточно-Сургутское 518 3183 2 22 80 3,8 1273 15,2 1,7 0,33 80

16 Восточно-Сургутское 517 4956 2 22 48 9,8 1615 11,3 1,3 0,67 48

17 Восточно-Сургутское 600 6408 2 13 32 7,6 1615 11,0 0,7 0,51 32

Среднее значение по группе 15 62,4 6,5 1628 0,9 0,5

Ож, м3/сут % воды Он, т/сут Ндин, м Кпр по жидкости, м3/(сут-МПа) Кпр по нефти, м3/(сут-МПа)

№ Место рожден ие Куст Скважины-кандидаты Группа Параметры через 6 месяцев эксплуатации скважин-кандидатов Рзаб, МПа ДКпр, %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

6 Восточно-Сургутское 662 6771 2 46 65 14 1708 10,8 2,6 0,92 65

7 Восточно-Сургутское 662 6768 2 32 45 15 1750 10,0 1,7 0,96 45

8 Восточно-Сургутское 503 6512 2 15 42 7 1869 8,9 0,8 0,45 42

9 Восточно-Сургутское 503 3143 2 17 24 11 2062 7,0 0,8 0,60 24

10 Восточно-Сургутское 569 6584 2 30 43 15 1909 8,6 1,5 0,86 43

11 Восточно-Сургутское 534 3283 2 23 41 12 2092 7,0 1,1 0,63 41

12 Восточно-Сургутское 558 4306 2 36 40 19 1665 10,7 2,0 1,22 40

13 Восточно-Сургутское 535 3316 2 24 40 12 2052 7,3 1,1 0,68 40

14 Восточно-Сургутское 520 5037 2 15 46 7 1980 8,0 0,7 0,40 46

15 Восточно-Сургутское 520 3203 2 54 75 12 1461 13,3 3,6 0,90 75

16 Восточно-Сургутское 516 3174 2 32 22 21 1679 10,2 1,8 1,37 22

17 Восточно-Сургутское 506 3109 2 27 50 12 1689 10,7 1,5 0,76 50

Среднее значение по группе 29 60,5 13,1 1826 1,6 0,8

90

80

70

60

:50

Э"40

О 03 V©

030

20

10

80

65

59

■ I

43 43

32

2.24 22 22

Опорные скважины

Скважины-кандидаты

25

20

т

гт

"н 15 Я

т

X

т Я 10 V©

21

15 15 1 1 1 1 19 12 12 12 10,1 9,8

9,0 11ПГ1 Г1ШГ 6,9 4,57 7,6 4,53,8

Опорные скважины

Скважины-кандидаты

5

0

0

Рисунок 4.6 - Диаграммы дебитов нефти и обводненности продукции опорных скважин и скважин-кандидатов после 6

месяцев эксплуатации по группе 2

Наконец, рассмотрим результаты по скважинам группы 3, которые представлены в Таблицах 4.15-4.16 и на Рисунке 4.7.

Как видно из Таблиц 4.15-4.16 и Рисунка 4.7 по группе 3 скважин-кандидатов уровень обводненности добываемой продукции после 6 месяцев снизился от 5-30%, а уровень обводненности опорных скважин остался прежним. Дебит по жидкости по группе 3 скважин-кандидатов остался также на уровне запускных значений, дебит жидкости опорных скважин снизился на 50%. Данный факт свидетельствует о наличии эффекта от гидрофобизации порового пространства, позволивший снизить обводненность продукции за счет стимулирования фильтрации нефти, по причине изменения смачиваемости порового пространства с гидрофильного характера на гидрофобный, снизив негативное влияние технологических жидкостей при повышенных значениях водонасыщенности коллектора.

На Рисунке 4.8 представлены диаграммы динамики обводненности по всем группам скважин после вывода на режим и 6 месяцев эксплуатации, из них видно что изменение обводненности продукции как в большую, так и в меньшую сторону происходит в равной степени и в опорных скважинах и в скважинах-кандидатах.

На Рисунке 4.9 представлены диаграммы динамики дебита нефти по всем группам скважин после вывода на режим и 6 месяцев эксплуатации, откуда видно, что темп падения дебита нефти на скважинах-кандидатах значительно ниже, чем в опорных. Можно сделать вывод, что комплексный эффект очистки ПЗС от кольматирующих сред и изменение характера смачиваемости порового пространства создает эффект во времени, приводя к некоторому увеличению коэффициента нефтеизвлечения.

Ож, м3/сут % воды Он, т/сут Ндин, м Кпр по жидкости, м3/(сутМПа) Кпр по нефти, м3/(сутМПа)

№ Месторождение Куст Опорные скважины Группа Параметры через 6 месяцев эксплуатации опорных скважин Рзаб, МПа ДКпр, %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

18 Восточно-Сургутское 507 3138 3 7 78 1,3 1766 10,5 0,4 0,09 78

19 Восточно-Сургутское 522 3194 3 14 50 6,0 1752 10,1 0,8 0,38 50

Среднее значение по группе 11 69,0 3,7 1759 0,6 0,2

Таблица 4.16 - Параметры работы скважин-кандидатов после 6 месяцев эксплуатации по группе 3

Ож, м3/сут % воды Он, т/сут Ндин,м Кпр по жидкости, м3/(сут-МПа) Кпр по нефти, м3/(сут-МПа)

№ Место рожден ие Куст Скважины-кандидаты Группа Параметры через 6 месяцев эксплуатации скважин-кандидатов Рзаб, МПа ДКпр, %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

18 Восточно-Сургутское 517 4953 3 23 47 10 2225 5,9 1,0 0,54 47

19 Восточно-Сургутское 521 3260 3 25 45 12 1957 8,2 1,2 0,68 45

Среднее значение по группе 24 58,9 11,2 2091 1,1 0,6

90 80

70

о4

Л 60

т

и

2 50

х X

ё 40

Ч § 30

V©

о 20

10

I Параметры после вывода на стационарный режим опорных скважин ■ Параметры через 6 месяцев эксплуатации опорных скважин

80

Группа 1

Группа 2

77

Группа 3 78

80

70

^ 60 Л

5 50 ©

х

Н 40 «

X

§ 30

03 V©

о 20

10

0

I Параметры после вывода на стационарный режим скважин-кандидатов ■ Параметры через 6 месяцев эксплуатации скважин-кандидатов

Группа 1

53

40

35

30 30

25

24

20

22

Группа 2

75

65

67

55

58

48

50

43 44

40 40 41 40 40

46

22

24

25

22

73

Группа 3

45

0

Рисунок 4.8 - Динамика обводненности по всем группам скважин после вывода на режим и 6 месяцев эксплуатации

35

30

I Параметры после вывода на стационарный режим опорных скважин

Параметры через 6 месяцев эксплуатации опорных скважин

5У 25

Я 20

Н &

X 15

Н =

V©

<У 10 ^

5

' Параметры после вывода на стационарный режим скважин-кандидатов ■ Параметры через 6 месяцев эксплуатации скважин-кандидатов

40

35

^25 =

Н

-&20 &

X

Н 15 Я

V©

§10

5

35

Группа 1

34,7

19

18,1

29 1 29

29,1 28,0 29

18

12

10

Группа 2 31,7

28,9

25,3

21,3

14

17,4 15

13,4

19

19,9

18,5

14,8 15

11 12

12 12,5

12

25,2 24,8 21

12

Группа 3

12,9

10

12

5,8

0

7

7

0

Рисунок 4.9 - Динамика дебита нефти по всем группам скважин после вывода на режим и 6 месяцев эксплуатации

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4

По результатам широкомасштабного проведения ОПР по применению ГФС с целью водоизоляции, анализа параметров работы опорных скважин и скважин-кандидатов установлено следующее:

1. Подобранный кислотный ГФС позволяет снижать обводненность добываемой продукции скважин, увеличивая Кпр по нефти;

2. Максимальный эффект от инверсии смачиваемости порового коллектора достигается после полугодового периода эксплуатации скважин (прирост более 100%);

3. Максимальный эффект от инверсии смачиваемости порового коллектора достигнут в скважинах группах 1, 3;

4. Достигнутый положительный эффект в группе 2 позволяет рекомендовать данный состав для обработки основного «проблемного» фонда добывающих скважин пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения, так как геолого-физические характеристики данной группы наиболее распространены в пластах залежей среднеюрских отложений;

5. Подтверждена эффективность воздействия катионоактивного ПАВ на скважинах не только с высокой нефтенасыщенностью и низкой обводненностью добываемой продукции, но и на слабонефтенасыщенных и маломощных пластах ЮС2/1;

6. Данная технология также имеет профилактический эффект для сдерживания образования промытых каналов фильтрации, являющимися причиной преждевременного обводнения скважин (прорыв воды).

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Анализ геологического строения и состояние разработки низкопроницаемых среднеюрских пластов-коллекторов показал, что существует серьезная проблема по выработке запасов нефти: неравномерная и низкая скорость фильтрации флюидов в поровом пространстве терригенного, сильно заглинизированного, неоднородного по разрезу и простиранию пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения, что требует проведения мероприятий по интенсификации притока в скважины использованием ГРП. В результате этого образуется смешанный тип пустотного пространства коллектора, имеющего высокопроницаемую трещину, через которую осуществляется основной приток к забою добывающей скважины. Сложившаяся картина фильтрационных потоков внутри пласта способствует прорывному характеру обводнения добывающих скважин, неравномерному вытеснению нефти, образованию зон недокомпенсации и перекомпенсации закачкой, сложности моделирования процессов разработки.

2. Проведен анализ существующих технологий водоизоляции, который показал необходимость применения метода, учитывающего все особенности геологического строения и разработки низкопроницаемых неоднородных коллекторов. Основные задачи, которые должна решить технология водоизоляции:

- не кольматировать поровое пространство коллектора;

- обеспечить очистку пор коллектора от привнесенных в процессе бурения и освоения скважин различных кольматирующих сред;

- обеспечить условия фильтрации нефти в пласте, исключая образования водопромытых каналов фильтрации.

С учетом этих требований в данной работе рассмотрен способ водоизоляции на основе эффекта гидрофобизации порового пространства в комплексе с очистными способностями раствора кислоты от кольматанта.

3. Проведен анализ существующих материалов и составов гидрофобизирующих композиций. Подобран рациональный состав химической композиции, состоящий из катионоактивного ПАВ и раствора соляной кислоты. Данный состав по своим физико-химическим свойствам подходит к

геолого-физическим характеристикам пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения.

4. Приведено экспериментальное обоснование применения гидрофобизирующего состава, которое подтвердило эффективность в части восстановления проницаемости порового пространства и увеличения фильтрации нефти.

5. По результатам работы скважин и геологического строения пласта ЮС2/1 определены критерии подбора скважин-кандидатов для обработки ГФС и выбраны участки проведения работ для испытания технологии в опытно-промышленном масштабе с высокой технологической эффективностью.

6. Обоснована технология водоизоляционных работ с оценкой расчета необходимого объема закачки композиции в пласт и определена методология оценки технологической эффективности от обработок скважин ГФС.

7. Произведена оценка комплексных характеристик опорных скважин и скважин-кандидатов, которая определила достоверность критерия подобия скважин при анализе эффективности ГФО.

8. Проведен анализ эффективности ГФО на скважинах-кандидатах, что позволило проранжировать и выделить условия применения данной технологии с максимальным технологическим эффектом.

Данная технология внедрена в производство и используется на конечном этапе освоения из бурения, после проведения ГРП, а также при реализации геолого-технических мероприятий по увеличению нефтеотдачи. Рекомендовано проводить данные обработки на месторождениях с коллекторами подобного типа.

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства;

ГРП - гидравлический разрыв пласта;

ОПР - опытно-промышленные работы;

ОФП - относительная фазовая проницаемость;

ПЗС - призабойная зона скважины;

ПАВ - поверхностно-активное вещество;

ЦА - цементировочный агрегат;

ППУ - передвижная парогенерирующая установка

ГФС - гидрофобизирующий состав;

ГФО - гидрофобизирующая обработка;

РИР - ремонтно-изоляционные работы;

ВНК - водонефтяной контакт.

1. Кос И.М. Закономерности формирования и размещения литологических ловушек в Средне-Верхнеюрских отложениях Сургутского свода в связи с прогнозом нефтегазоносности: дис. - Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Санкт-Петербург: 2004.

2. Востриков А.Ю. Дополнение в технологической схеме разработки Восточно-Сургутского нефтяного месторождения: Отчет. - Т.: Тюменское отделение «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз», 2015.

3. Ст.3 Закона Российской Федерации от 21.02.1192 .№2395-1 «О недрах». М.: Дом Советов России, 1992.- 7 с.

4. Кравченко И.И. Изоляция вод в нефтяных скважинах. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 186 с.

5. Стрижнев В.А. Анализ мирового опыта применения тампонажных материалов при ремонтно-изоляционных работах / В.А. Стрижнев, А.В. Корнилов, В.Г. Уметбаев // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 4. - С. 28-34.

6. Кондаков А.П. Применение потокоотклоняющих технологий для ограничения водопритока в добывающих скважинах / А.П. Кондаков, В.Р. Байрамов, С.В. Гусев, Т.М. Сурнова // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №8. - С. 34-35.

7. Парасюк А.В. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приёмистости и селективной изоляции водопритока / А.В. Парасюк, И.Н. Галанцев, В.Н. Суханов // Нефтяное хозяйство. - 1994. - №2. - С. 64-68.

8. Стрижнев К.В. Выбор тампонажного материала для обоснования технологии ремонтно-изоляционных работ / К.В. Стрижнев, В.А. Стрижнев // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 9. - С. 108-111.

9. Соркин А.Я. Особенности проведения работ по ограничению водопритоков в скважинах Самотлорского месторождения / А.Я. Соркин, В.Е. Ступоченко, Е.А. Горобец // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 2. - С. 60-62.

10. Юдин В.М. Об опыте изоляции пластовых вод с применением гипана в

НГДУ Джалильнефть / В.М. Юдин, С.А. Султанов, А.Ш. Газизов // Нефтяное хозяйство. - 1975. - №9. - С. 55-58.

11. Перейма А.А. Вязкоупругие растворы для изоляции поглощающих пластов // Нефтепромысловое дело. - 2009. - №4. - С. 34-37.

12. Булгаков Р.Т. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины / Р.Т. Булгаков, А.Ш. Газизов, Р.Г. Габдуллин и др. - М.: Недра, 1976. - 175 с.

13. Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы / В.Г. Уметбаев, В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков. - Уфа: РИЦ АНК«Башнефть», 2000. - 424 с.

14. Кондрашев А.О. Разработка гидрофобизированного полимерного состава для внутрипластовой водоизоляции низкопроницаемых коллекторов / А.О. Кондрашев, М.К. Рогачев, О.Ф. Кондрашев, С.Я. Нелькенбаум // Инженер-нефтяник. - 2013. - №3. - С. 34-39.

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

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

17. Ахметшин М.А. Об искусственной гидрофобизации пород призабойной зоны добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 01. - С. 73-77.

18. Габсия Б.К. Характерные особенности методов, применяемых при определении смачиваемости пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 01. - С. 32-36.

19. Габсия Б. К. Оценка влияния начальной водонасыщенности пород-коллекторов на характер кривых относительных фазовых проницаемостей и технологические показатели месторождений // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 03. - С. 82-85.

20. Минаков И.И. Лабораторные испытания по оценке гидрофобизирующих свойств химических продуктов и их композиций / И.И. Минаков, Е.О. Серебрякова, В.Д. Москвин, A.T. Горбунов // Нефтепромысловое дело. - М:

ВНИИОЭНГ, 1996 - № 3-4. - С. 34-38.

21. Минаков И.И. Гидрофобизация прискважинной зоны пласта составами на основе ПАВ с целью интенсификации добычи нефти: дис. - Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва: 2001.

22. ОСТ 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. М.: Издательство стандартов, 1989. - 35 с.

23. Киселев К.В. Лабораторные испытания физико-химических методов воздействия на пласты с целью разработки рекомендаций по повышению эффективности их применения на разрабатываемых месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»: Отчет.- Т.: Тюменское отделение «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз», 2017.

24. Методика измерений 11-94-2015. Породы горные. Методика определения анизотропии газопроницаемости и удельного электрического сопротивления на образцах горных пород.- Т.: Тюменское отделение «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз», 2015.

25. СТО-245-2014. Растворы буровые для бурения скважин в Западной Сибири.- С.: ОАО «Сургутнефтегаз», 2014.

26. ТР 15-2016. Технологический регламент по применению кислотных составов для обработки призабойной зоны пластов в условиях длительной эксплуатации скважин.- С.: ОАО «Сургутнефтегаз», 2016.

27. Мищенко И.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / И.Т. Мищенко, А.Т. Кондратюк. - М.: Нефть и газ, 1996.

28. Кузнецов М.А. Технология ограничения притоков воды в добывающие скважины / М.А. Кузнецов, С.М. Ишкинов, Т.И. Кузнецова, Р.Н. Фахретдинов, Г.Х. Якименко, Р.В. Сидоров, О.А. Бобылев // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 07. -С. 58-60.

29. Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: Теория и практика.- СПб.: Недра, 2010. - 560 с.

30. Тяпов О.А. Пути повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ / О. А. Тяпов, В. А. Стрижнев, А.В. Корнилов // Бурение и нефть. - 2008. - №2 9. - с. 44-47.

31. Ионов В.И., Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Об отключении обводненных интервалов монолитного пласта // Тр. Башнипинефть. -1978. - Вып. 52. - С. 77-80.

32. Колганов В.И. Обводнение нефтяных скважин и пластов / В.И. Колганов, М.Л. Сургучев, Б.Ф. Сазонов. - М.: Недра. - 1965. - 248 с.

33. Кувшинов И.В. Технология покомпонентной закачки композиций для повышения нефтеотдачи / И.В. Кувшинов, В.А. Кувшинов, Л.К. Алтунина // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №8. - С. 98-100.

34. Блажевич В.А. Ремонтно - изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений / В.А. Блажевич, Е.Н. Умрихина, В.Г. Уметбаев - М.: Недра, 1981. - 232 с.

35. Газизов А.Ш., Быков М.Г., Арсенов А.К. Методы изоляции обводнившихся пластов в скважинах // РНТС. Нефтепромысловое дело. - 1976. -№9. - С. 66-68.

36. Демахин С.А. Селективные методы ограничения водопритока в нефтяные скважины / С.А. Демахин, А.Г. Демахин. - Саратов: Изд-во ГосУНЦ «Колледж», 2003. - 167 с.

37. Зозуля Г.П. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / Г.П. Зозуля, И.И. Клещенко, М.Г. Гейхман и др. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - 138 с.

38. Борхович С.Ю. Применение комплексных инновационных решений в технологиях ремонтно-изоляционных работ для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти / С.Ю. Борхович, А.Я. Волков, А.В. Колода и др. // Нефтепромысловое дело. - 2011. - №10. - С. 30-34.

39. Пасынков А.Г. Селективная изоляция водопритоков при разработке многопластовых месторождений / А.Г. Пасынков, Р.Р. Габдулов, В.И. Никишов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №5. - С. 64-66.

40. Мищенко И.Т. Повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов Западной Сибири с учетом протекающих физических процессов / И.Т. Мищенко, Т.Б. Бравичева, К.А. Бравичев // Наука и техника в газовой промышленности. - 2010. - №1. - С. 87-91.

41. Богомольный Е.И. Прогнозирование эффективности геолого-технических мероприятий на скважинах / Е.И. Богомольный, И.Т. Мищенко // Нефть, газ и бизнес. - 2006. - №6. - С. 16-17.

42. Мищенко И.Т. Оценка добывных возможностей скважин низкопроницаемых коллекторов / И.Т. Мищенко, Т.Б. Бравичева, П.В. Пятибратов // Бурение и нефть. - 2004. - №11. - С. 18-19.

43. Дубинский Г.С. Технология ограничения водопритока в скважину в условиях различных месторождений / Г.С. Дубинский // В сб. Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения. - 2003. - Вып. 4. -С. 136-137.

44. Петров Н.А. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков. - М.: Химия, 2005. - 171 с.

45. Блажевич В.А. Новые методы ограничения притока воды в скважины / В.А. Блажевич, Е.Н. Умрихина. - М.: Недра, 1974. - 166 с.

46. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский. - М.: Недра, 1982. - 312 с.

47. Ахметшин М.А. Повышение производительности нефтяных скважин обработкой призабойной зоны растворами поверхностно-активных веществ: -Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Уфа: 1968. - 16 с.

48. Блажевич В.А. О применении поверхностно-активных веществ при гидрофобизации призабойной зоны пласта для ограничения притока пластовых вод / В.А. Блажевич, Е.Н. Умрихина, Н.Р. Махмутов // Тр. УфНИИ. - Уфа, 1966. -Вып. 19. - С. 88-99.

49. Фахретдинов Р.Н. Гидрофобизация призабойной зоны гидрофильных коллекторов / Р.Н. Фахретдинов, Ю.В.Земцов и др. // Нефтяное хозяйство. - 1999. -

№ 04. - С. 29-30.

50. Горбунов А.Т. Особенности обработки призабойных зон скважин на нефтяных месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами / А.Т. Горбунов, А.М. Петраков // ВНИИ. Изучение особенностей применения методов повышения нефтеотдачи пластов. - 1988. - Вып. 102. - С. 205-211.

51. Горбунов А.Т. Применение катионоактивных ПАВ для повышения продуктивности скважин / А.Т. Горбунов, В.А. Широков, Д.Ю. Крянев // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 09. - С. 20-22.

52. Григорьев П.Н. Развитие методов воздействия на призабойную зону пласта на месторождениях Западной Сибири / П.Н. Григорьев, А.В. Маляренко, С.В. Даровских // Нефтяное хозяйство. - 1981. - № 04. - С. 34-36.

53. Гусев С.В. Эффективность методов повышения нефтеизвлечения на месторождениях Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. - 1990. - №2 02. - С. 35-39.

54. Инструкция по применению технологии обработок призабойных зон добывающих скважин с применением гидрофобизирующих веществ / А.Т. Горбунов, В.Д. Москвин, И.И. Минаков и др.: РД 153-39Н-021-97. - М., 1997. -7 с.

55. Переверзев С.А. Ограничение водопритока в скважинах тюменских отложений Восточно-Сургутского месторождения применением гидрофобизирующих кислотных составов // Нефтяное хозяйство. - 2018. - № 10. -С. 65-67.

56. Желтов Ю.В. Комплексные исследования особенностей разработки низкопроницаемых коллекторов / Ю.В. Желтов, А.Г. Ковалев и др. // Нефтяное хозяйство. - 1990. - № 3. - С. 30-34.

57. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - 312 с.

58. Тазиев М.М. Методические основы прогнозирования динамики прогресса обводнения добывающих скважин на основе промысловой геолого-технической информации о строении эксплуатируемых объектов и режимах работы скважины / М.М. Тазиев, Д.К. Сагитов // Нефтепромысловое дело.

- 2005. - № 12. - С. 25-39.

59. Переверзев С.А. Выбор объектов, обоснование и оценка эффективности технологии промышленного использования гидрофобизирующего состава для водоизоляционных работ в низкопроницаемых неоднородных коллекторах тюменских отложений Восточно-Сургутского месторождения // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2019. - № 1. - С. 276-281.

60. Латыпов А.Р. Совершенствование методики выбора скважин для проведения работ по изоляции источников обводнения в добывающих скважинах /

A.Р. Латыпов, А.Н. Куликов, В.А. Стрижнев, А.В. Корнилов // Нефть. Газ. Новации. - 2009. - № 5-6. - С. 91-95.

61. Захаров В.П. Регулирование фильтрационных потоков водоизолирующими технологиями при разработке нефтяных месторождений /

B.П. Захаров, Т.А. Исмагилов, А.Х. Телин, М.А. Силин. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2010. - 225с.

62. Исмагилов Т.А. Прогноз эффективности и выбор скважин для ОПЗ нефтяными растворителями с целью восстановления их продуктивности / Т.А. Исмагилов, И.А. Середа, Р.К. Мухамедшин, Е.А. Рязанцев // Нефтепромысловое дело. - 1998. - № 4-5. - С. 46-50.

63. Латыпов А.Р. Обоснование выбора скважин для проведения ОПЗ / А.Р. Латыпов, Т.Ф. Манапов, А.М. Потамов и др. // Нефтепромысловое дело. -1998. - № 4-5. - С. 61-63.

64. Молчан И.А. Перспективная технология ограничения водопритоков в добывающие скважины / И.А. Молчан, А.О. Палий // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1993. - № 8. - С. 45-58.

65. Рахимкулов Р.Ш. Увеличение добычи нефти на обводняющихся месторождениях методами глубокого обратимого тампонирования призабойной зоны скважин // Нефтяное хозяйство. - 1991. - № 2. - С. 41-45.

66. Переверзев С.А. Критерии и методология оценки эффективности обработки добывающих скважин гидрофобизирующим составом, с целью ограничения водопритока в низкопроницаемых коллекторах тюменских

отложений Восточно-Сургутского месторождения // Инженер-нефтяник. - 2019. -№ 3. - С. 59-66.

67. Каптелинин Н.Д. Обработка скважин жидкими влагопоглотителями для снижения водонасыщенности призабойной зоны / Н.Д. Каптелинин, Н.П. Дунаев, Ю.Б. Фаин // Нефтяное хозяйство. - 1980. - № 9. - С. 38-42.

68. Кравченко И.И. Применение поверхностно-активных веществ для увеличения дебитов нефтяных скважин и ускорения их освоения после подземных и капитальных ремонтов // ВНИИОЭНГ. Методы воздействия на призабойную зону скважин с целью интенсификации добычи нефти. - М., 1966. - С. 114-124.

69. Куиек Л. Смачиваемость и нефтяные пласты-коллекторы. - М.: ВЦП, 1987. - 40 с.

70. Крянев Д.Ю. Технология повышения извлечения нефти из пластов с низкой начальной нефтенасыщенностью // ВНИИ. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - М., 1999. - 146 с.

71. Мангэн Н. Прогрессивные методы добычи нефти. Часть 2. Влияние эффектов на границе раздела фаз на нефтеотдачу: смачиваемость // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - 1981. - № 3. - С. 20-26.

72. Мангэн Н. Прогрессивные методы добычи нефти. Часть 3. Влияние эффектов на границе раздела фаз на нефтеотдачу: капиллярность // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - 1981. - № 5. - С. 37-43.

73. Минаков И.И. Анализ эффективности обработок добывающих скважин гидрофобизирующими композициями на основе катионоактивного ПАВ. - М.: Деп. в ВИНИТИ, 2001 - № 540-В2001. - 10 с.

74. Минаков И.И. Статистический анализ геолого-технологических факторов определяющих эффективность технологии гидрофобизации прискважинной зоны пласта. - М.: Деп. в ВИНИТИ, 2001 - № 539-В2001. - 9 с.