Снижение негативного воздействия технологических жидкостей на продуктивные объекты Соровского месторождения путем их модификации

Abstract

Актуальность. Терригенные коллектора Западной Сибири имеют преимущественно гидрофильный характер смачивания и содержат в составе широкое разнообразие глинистых минералов. При воздействии на призабойную зону водочувствительных глиносодержащих пластов технологическими составами на водной основе (буферные жидкости, кислотные растворы, жидкости глушения и другие), используемыми при проведении геолого-технических мероприятий, текущего и капитального ремонта скважин, происходит снижение продуктивности скважин вследствие снижения относительной фазовой проницаемости по нефти и набухания глинистых минералов породы. Снижение негативного влияния данных составов может быть достигнуто путём подбора и адаптации эффективных реагентов-стабилизаторов глин и гидрофобизаторов, посредством проведения комплекса аналитических и лабораторных исследований. Цель: подбор буферных жидкостей и их модификация с помощью гидрофобизаторов для минимизации негативного воздействия на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта БС7 0 Соровского месторождения. Объекты: буферные жидкости, стабилизаторы глин и гидрофобизаторы. Методы. Поставленная цель решалась посредством обзора отечественного и зарубежного опыта применения реагентов - стабилизаторов глин и гидрофобизаторов - в условиях гидрофильных глинистых терригенных коллекторов и проведения комплекса лабораторных исследований, предусматривающих оценку степени воздействия буферных жидкостей на породу пласта посредством определения коэффициента набухания дезинтегрированный породы в данных жидкостях, а также физического моделирования на образцах керна при термобарических условиях объекта исследований. Устойчивость реагентов к температурной и солевой агрессии, а также оценка рисков проявления несовместимости реагентов с пластовыми флюидами и применяемыми кислотными составами проводилась в свободном объёме. Результаты. Определена устойчивость гидрофобизаторов к температурной и солевой агрессии. Протестирована физико-химическая совместимость растворов гидрофобизаторов и буферных жидкостей с нефтью объекта БС7 0 Соровского месторождения и применяемыми на месторождении кислотными составами. На основании проведённого комплекса исследований установлено, что растворы на основе хлорида натрия (плотностью 1140 кг/м) и хлорида калия (плотностью 1140 и 1070 кг/м3), а также растворы, модифицированные гидрофобизаторами на основе четвертичных аммониевых соединений, обеспечивают наибольшее восстановление проницаемости модели пласта. Данные жидкости и реагенты рекомендованы для применения при текущем и капитальном ремонте скважин, а также в технологиях обработки призабойной зоны в геолого-физических условиях объекта БС7 0 Соровского месторождения.

Relevance. Sandstone reservoirs of Western Siberia are predominantly hydrophilic in nature and contain a wide variety of clay minerals. When exposed to the bottomhole zone of wells with such technological compositions as spacer fluids, killing fluids, acid compositions and other aqueous chemical reagents used during well servicing and workovers, well productivity decreases due to the decline of oil relative phase permeability and swelling of clay minerals of the rock. Reducing the negative impact of workover fluids can be achieved through the selection and adaptation of effective spacer fluids and surfactants, through a complex of analytical and laboratory studies. The aim of the research is to select the effective spacer fluids and surfactants to reduce negative impact on the reservoir properties of the Sorovskoe oilfield BS7 formation. Objects: spacer fluids, clay stabilizers and surfactants. Methods. This aim was achieved through a review of domestic and foreign experience in the use of reagents - clay stabilizers and surfactants - in the conditions of hydrophilic clay sandstone reservoirs and a set of laboratory studies to assess the impact of spacer fluids on the formation rock by determining the swelling coefficient of disintegrated rock in these fluids and core tests under thermobaric conditions of the formation. The minimally effective dose of surfactants was determined based on the results of measuring the surface tension at the «spacer fluid - oil» phase boundary. The stability of the reagents under the temperature and salt aggression, as well as the assessment of the risks of the manifestation of incompatibility of the reagents with the formation fluids and the acid compositions was carried out by the bottle tests. Results. The minimally effective dose of surfactant has been determined, as well as its stability to temperature and salt aggression under the reservoir conditions. The physicochemical compatibility of solutions of surfactants and spacer fluids was tested with oil from the BS7 0 formation of the Sorovskoe field and acid compositions used at the field. Based on the complex of studies carried out, it was found that surfactants based on quaternary ammonium compounds and spacer fluids based on sodium chloride (with a density of 1140 kg/m3) and potassium chloride (with a density of 1140 and 1070 kg/m3) provide the greatest core model permeability build-up. These fluids and reagents are recommended for use in wells workovers, as well as in the technology of acid treatment of the bottomhole zone in the conditions of the BS7 0 formation at the Sorovskoe field.