Способ определения эффективных газоблокирующих систем для селективного блокирования высокопроницаемых газонасыщенных зон подгазовых месторождений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способу определения эффективных газоблокирующих систем для селективного блокирования высокопроницаемых газонасыщенных зон подгазовых месторождений. Технический результат изобретения заключается в достоверном определении эффективных в пластовых условиях газоблокирующих систем и, как следствие, в увеличении эффективности селективного блокирования высокопроницаемых газонасыщенных зон нефтегазовых месторождений. Способ содержит следующие этапы: a) получение промысловых данных о пластовой температуре, пластовом давлении, уровне минерализации пластовой и/или попутно добываемой воды, физико-химических свойствах пластовой нефти и типе коллектора на исследуемом объекте; b) получение и анализ образцов пластовых флюидов и кернового материала по исследуемому объекту; c) определение газоблокирующих систем, соответствующих геолого-физическим условиям исследуемого объекта; d) определение газоблокирующих систем, совместимых с пластовой и/или попутно добываемой водой и пластовой нефтью, путем проведения исследований в свободном объеме; e) определение стабильных в течение 30 дней при пластовой температуре газоблокирующих систем, прошедших отбор на совместимость с пластовой и/или попутно добываемой водой на предыдущем этапе; f) определение пенообразующих газоблокирующих систем из отобранных на предыдущем этапе, g) определение газоблокирующих систем из отобранных на предыдущем этапе, h) определение газоблокирующих систем из отобранных на предыдущем этапе, обладающих селективностью по насыщенности и проницаемости по результатам исследований на параллельных керновых моделях. 18 з.п. ф-лы, 18 ил., 32 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способу определения эффективных газоблокирующих систем для селективного блокирования высокопроницаемых газонасыщенных зон подгазовых месторождений. Изобретение может быть использовано для скрининга и адаптации реагентов для блокирования прорывов газа из газовой шапки в добывающих скважинах нефтегазовых месторождений.

Поскольку в настоящее время большинство разрабатываемых месторождений нефти относятся к категории трудноизвлекаемых, одним из наиболее частых осложнений при разработке таких залежей является прорыв газа из газовой шапки в нефтяной пласт по высокопроницаемым участкам коллектора и подтягивание конуса газа, что оказывает отрицательное влияние на эффективность разработки. Прорыв газа из газовой шапки в эксплуатационные нефтяные скважины приводит к нежелательному увеличению газового фактора, снижению охвата пласта разработкой и итоговому уменьшению коэффициента извлечения нефти. Указанные особенности, сопровождающие разработку данных месторождений, приводят к необходимости ограничения прорыва газа в скважины, эксплуатирующие нефтяной пласт нефтегазовых месторождений.

Для уменьшения отбора газа и увеличения добычи нефти применяются технологии, которые направлены на блокирование притока газа по высокопроницаемым газонасыщенным участкам коллектора в добывающей скважине путем закачки в него изолирующего материала. Самым важным фактором при этом является определение наиболее эффективного химического реагента для условий конкретного нефтегазового месторождения.

Из уровня техники известен ряд публикаций, в которых раскрываются исследования химических реагентов для ограничения водопритока в нефтегазовых месторождениях: [Чертенков М. В. и др. Лабораторные исследования по выбору и адаптации химических реагентов, применяемых в технологиях ограничения водопритока, с целью подготовки программы опытно-промышленных работ на месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ» //Нефтепромысловое дело. – 2015. – №. 7. – С. 27-31]; [Путилов И. С. И др. Эпоха полноразмерного керна при лабораторных исследованиях технологий повышения нефтеотдачи пластов //Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15. – №. 19]; [Путилов И. С. И др. Комплексный подход к лабораторным исследованиям химических реагентов, применяемых для регулирования охвата пластов заводнением //Нефтяное хозяйство. – 2017. – №. 4. – С. 72-75]; [Барковский Н. Н. Комплексный подход к лабораторным исследованиям полимерных систем, применяемых в технологиях ограничения водопритока //Нефтепромысловое дело. – 2016. – №. 3. – С. 41-46].

Общим недостатком указанных решений является то, что они не могут быть применимы в отношении химических реагентов, предназначенных для ограничения газопритока, либо имеют существенные ограничения для этого.

В качестве наиболее близкого аналога может быть рассмотрена работа Сусловой А.А. [Газоизоляция в пластах нефтегазовых месторождений: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук: 02.00.11 «Коллоидная химия» - РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, - Москва, 2015. – 125 с]. В данной работе достаточно подробно описываются исследования пенообразующих, полимерных и гелеобразующих составов для газоизоляции и газоизолирующих экранов в области газонефтяного контакта (ГНК). Также рассматриваются вопросы исследования и моделирования экранов и барьеров в области ГНК для конкретных пластов, исследования составов для газоизоляции в условиях высокотемпературного пласта, подготовка пластовых флюидов и кернового материала, измерение вязкости и исследование реологических свойств, фильтрационные эксперименты.

Недостатком данного аналога является то, что в нем не раскрывается и не предполагается комплексный подход для определения газоблокирующих систем, эффективных в условиях конкретных месторождений, который обеспечивал бы высокую надежность, прогностическую точность и универсальность.

Задачей настоящего изобретения является создание способа определения эффективных газоблокирующих систем для селективного блокирования высокопроницаемых газонасыщенных зон подгазовых месторождений.

Технический результат изобретения заключается в достоверном определении эффективных в пластовых условиях газоблокирующих систем, и как следствие, в увеличении эффективности селективного блокирования высокопроницаемых газонасыщенных зон нефтегазовых месторождений. Предлагаемый способ позволяет адаптировать газоблокирующие системы под условия конкретного месторождения и является универсальным, поскольку применим как для пенообразующих, так и для гелеобразующих газоблокирующих систем.

Вышеуказанный технический результат достигается тем, что способ определения эффективных газоблокирующих систем для селективного блокирования высокопроницаемых газонасыщенных зон подгазовых месторождений содержит следующие этапы:

a) получение промысловых данных о пластовой температуре, пластовом давлении, уровне минерализации пластовой и/или попутно добываемой воды, физико-химических свойствах пластовой нефти и типе коллектора на исследуемом объекте;

b) получение и анализ образцов пластовых флюидов и кернового материала по исследуемому объекту;

c) определение газоблокирующих систем, соответствующих геолого-физическим условиям исследуемого объекта;

d) определение газоблокирующих систем, совместимых с пластовой и/или попутно добываемой водой и пластовой нефтью, путем проведения исследований в свободном объеме;

e) определение стабильных в течение 30 дней при пластовой температуре газоблокирующих систем, прошедших отбор на совместимость с пластовой и/или попутно добываемой водой на предыдущем этапе;

f) определение пенообразующих газоблокирующих систем из отобранных на предыдущем этапе, у которых кратность пены выше 6 и время полураспада пены более 7 минут, а время полураспада пены со стабилизатором более чем в 20 раз выше, чем без стабилизатора, при минимальном значении кратности выше 4, и определение доли газа в общем газожидкостном потоке пенообразующих газоблокирующих систем на насыпных моделях пласта для максимизация значения кажущейся вязкости; или определение гелеобразующих газоблокирующих систем из отобранных на предыдущем этапе, характеризующихся образованием типа геля от D до H в течение 12-30 часов, временем начала гелеобразования более 4 часов;

g) определение газоблокирующих систем из отобранных на предыдущем этапе, у которых по результатам фильтрационных исследований на одиночных газонасыщенных керновых колонках: для высокопроницаемой колонки значение параметра сопротивления закачке газоблокирующей системы относительно фазовой проницаемости по газу (FR) по меньшей мере на 15% выше, чем для низкопроницаемой колонки; для высокопроницаемых колонок значение фактора блокирующей способности газоблокирующей системы (FRR) для газонасыщенной колонки по меньшей мере на 20% превышает значение для нефтенасыщенной колонки;

h) определение газоблокирующих систем из отобранных на предыдущем этапе, обладающих селективностью по насыщенности и проницаемости по результатам исследований на параллельных керновых моделях: доля ГБС, зашедшая в высокопроницаемую и газонасыщенную колонку превышает 60% от общего объема ГБС в исследуемой керновой модели; увеличение газонасыщености после моделирования прорыва газа по низкопроницаемой и нефтенасыщенной колонке превышает соответствующее значение по высокопроницаемой и газонасыщенной колонкам.

В одном предпочтительном варианте осуществления, исследование в свободном объеме (на этапе (d) может проводиться например путем приготовления для каждого набора газоблокирующей системы трёх растворов реагентов с концентрацией 0,5 масс.% на дистиллированной и пластовой воде в соотношениях: 100% дистиллированная, 50/50% дистиллированная/пластовая и 100% пластовая вода и тестирования каждого из растворов с целью отбора газоблокирующих систем, в которых отсутствуют расслоения на фазы. Под расслоением на фазы в контексте настоящего изобретения понимают выпадение осадка и/или образование взвесей.

Кратность пены для пенообразующих газоблокирующих систем на этапе (f) может быть определена как отношение объема сгенерированной пены к объему раствора ПАВ общей концентрацией 0,5 масс. % на пластовой воде.

Время полураспада пены для пенообразующих газоблокирующих систем на этапе (f) может быть определена как время от окончания процесса вспенивания до момента уменьшения объема вспененного раствора ПАВ до половины первоначального объема.

В другом варианте осуществления изобретения тип геля от D до H на этапе (f) может быть определен визуально через равные временные промежутки для разных соотношений полимер/сшиватель согласно визуальному методу «Bottle Test» (Robert D. Sydansk). Согласно данной методике, тип геля определяется с помощью его визуального анализа в закрытом сосуде, где каждому типу геля соответствует определённая реология:

A – образуется не поддающийся обнаружению гель. Гель, по-видимому, имеет ту же вязкость, что и исходный раствор;

B – очень текучий гель. Гель, по-видимому, лишь немного более вязкий чем исходный раствор полимера;

C – текучий гель. Большая часть явно обнаруживаемого геля стекает на крышку бутылки при переворачивании;

D – умеренно текучий гель. Небольшая часть (примерно от 5% до 15%) геля с трудом стекает на крышку бутылки при переворачивании – обычно характеризуется как “языкообразный” гель (например, гель можно заставить стекать обратно на дно бутылки, медленно поворачивая сосуд вертикально);

E – едва текучий гель. Гель медленно стекает к крышке сосуда при переворачивании и/или значительная часть (>15%) геля не стекает при переворачивании;

F – сильно деформируемый гель. Гель медленно стекает к крышке бутылки при переворачивании (гель стекает, не доходя до крышки бутылки);

G – умеренно деформируемый не текучий гель. При переворачивании гель стекает примерно наполовину по бутылке;

H – слегка деформируемый не текучий гель. Только поверхность геля слегка деформируется при переворачивании;

I – твердый гель. При переворачивании не происходит деформации геля;

J – очень твердый гель. После постукивания по бутылке можно ощутить механическую вибрацию, похожую на камертон.

Определение доли газа в общем газожидкостном потоке пенообразующих газоблокирующих систем на этапе «f», согласно настоящему изобретению может быть выполнено путем выбора доли газа, при которой достигается максимальная кажущаяся вязкость пены в процессе фильтрации на насыпных или реальных моделях пласта, при изменении доли газа в потоке нагнетания от 0,1 до 0,6 доли единицы (д.ед.).

Для газоблокирующих систем, отобранных на этапе «h», могут быть проведены дополнительные исследования с использованием рентгеновского излучения.

В контексте настоящего изобретения исследования с использованием рентгеновского излучения проводят на образцах нефти с добавкой 15% йодоктана. В процессе фильтрации проводится трехкратное сканирования образцов керна по всей длине для определения первоначальной яркости керна, заполненного флюидами до закачки ГБС; соотношения и распределения газоблокирующей системы по колонкам с различными свойствами после моделирования закачки ГБС; и определения путей прорыва газа и оценке газоблокирующих свойств и эффективности газоблокирующей системы в каждой из колонок после моделирования прорыва газа.

В качестве дополнительного этапа предлагаемого способа после этапа «h» может быть проведено ранжирование газоблокирующих систем от наиболее эффективных к наименее эффективным. На основании полученных результатов могут быть составлены рекомендации о целесообразности дальнейших работ в промысловых условиях, параметрах реализации технологии и/или условиях эксплуатации скважин после проведения опытно-промышленных испытаний. Рекомендации могут касаться дальнейшей экономической оценки отобранных газоблокирующих систем, подходящих для условий исследуемого объекта.

В качестве пластовых флюидов в контексте настоящего изобретения могут рассматриваться пластовая вода, попутно добываемая вода, а также пластовая нефть. Под физико-химическими свойствами пластовых флюидов в контексте настоящего изобретения понимают обычно вязкость, плотность, газосодержание и/или компонентный состав.

Одним из первых этапов предлагаемого способа является исследование текущего состояния разработки месторождения, под которым обычно понимают текущее распределение пластового давления, обводненность добывающего фонда скважин и выработку запасов.

Под геолого-физическими условиями в контексте настоящего изобретения понимают один или более из следующих критериев: пластовая температура, пластовое давление, тип коллектора, текущее состояние разработки месторождения. Также в ходе реализации настоящего изобретения могут учитываться рекомендации производителей газоблокирующих систем.

Под исследуемым объектом в контексте настоящего изобретения обычно понимают месторождение, пласт, скважину или залежь.

Согласно предложенному способу на любом из этапов d-h может быть дополнительно проведена адаптация химической композиции газоблокирующей системы до получения результатов, удовлетворяющих указанным критериям эффективности. Под адаптацией понимают изменение качественного и/или количественного состава исходной композиции газоблокирующей системы и проведение в отношении новых составов (измененных композиций) повторных исследований. На этапе адаптации определяют концентрации каждого компонента газоблокирующих систем и их физические характеристики, подходящие для конкретного месторождения (исследуемого объекта).

В контексте предлагаемого изобретения эффективность газоблокирующих систем применительно к исследуемому объекту определяется в соответствии со следующими критериями:

1) Совместимость растворов ГБС с пластовыми условиями (температура, давление) – не происходит выпадения осадка, выделения газа или расслоения на фазы при термобарических условиях исследуемого объекта.

2) Совместимость растворов ГБС с пластовыми флюидами (нефть, вода) – не происходит выпадения осадка, выделения газа или расслоения на фазы при контакте ГБС с пластовым и/или модельным флюидом.

3) Термостабильность ГБС в течении 30 суток при пластовых условиях – не происходит выпадения осадка, выделения газа, расслоения на фазы или изменения типа геля на A-C (для гелеобразующих ГБС).

4) Кратность пены для пенообразующих ГБС выше 6 и время полураспада пены более 7 минут, а время полураспада пены со стабилизатором более чем в 20 раз выше, чем без стабилизатора, при минимальном значении кратности выше 4;

5) Образование типа геля от D до H в течение 12-30 часов, время начала гелеобразования более 4 часов для гелеобразующих ГБС.

6) По результатам фильтрационных исследований на одиночных газонасыщенных керновых колонках: для высокопроницаемой колонки значение параметра сопротивления закачке газоблокирующей системы относительно фазовой проницаемости по газу (FR) по меньшей мере на 15% выше, чем для низкопроницаемой колонки; для высокопроницаемых колонок значение фактора блокирующей способности газоблокирующей системы (FRR) для газонасыщенной колонки по меньшей мере на 20% превышает значение для нефтенасыщенной колонки.

5) По результатам исследований на параллельных керновых моделях: доля ГБС, зашедшая в высокопроницаемую и газонасыщенную колонку превышает 60% от общего объема ГБС в модели; увеличение газонасыщености после моделирования прорыва газа по низкопроницаемой и нефтенасыщенной колонке превышает соответствующее значение по высокопроницаемой и газонасыщенной колонкам.

Указанный выше список критериев с представленными параметрами является минимально необходимым и достаточным для достоверного определения эффективных ГБС, так как указанные критерии охватывают все основные аспекты физико-химических процессов, которые необходимо учитывать при планировании ограничения газопритока с помощью газоблокаторов.

Для пояснения сущности заявляемого технического решения к описанию приложены Фигуры 1-18.

На Фиг.1 показан график для определение оптимальной концентрации ПАВ (реагент №1).

На Фиг. 2 показан график для определения оптимальной доли газа в потоке.

На Фиг. 3 показан график перепада давления при закачке пенополимера и изменения насыщенности колонки керна (ГБС №8, низкопроницаемая газонасыщенная колонка).

На Фиг. 4 показан график изменения коэффициента сопротивления (FR) во время закачки ГБС №8 (низкопроницаемая газонасыщенная колонка).

На Фиг. 5 показан график перепада давления при закачке пенополимера и изменения насыщенности колонки керна (ГБС №8, высокопроницаемая газонасыщенная колонка).

На Фиг. 6 показан график изменения коэффициента сопротивления (FR) во время закачки ГБС №8 (высокопроницаемая газонасыщенная колонка).

На Фиг. 7 показан график перепада давления при обратной закачке газа и изменения насыщенности ГБС (ГБС №8, высокопроницаемая газонасыщенная колонка).

На Фиг. 8 показан график перепада давления на НПК и изменения насыщенности при закачке ГБС (ГБС №8).

На Фиг. 9 показан график перепада давления на ВПК и изменения насыщенности при закачке ГБС (ГБС №8).

На Фиг. 10 показан график перепада давления при закачке газа на НПК и изменения насыщенности ГБС в колонке (ГБС №8).

На Фиг. 11 показан график перепад давления при закачке газа на ВПК и изменения насыщенности ГБС в колонке (ГБС №8).

На Фиг. 12 показан график объемный расхода азота на входе и выходе из кернодержателей (ГБС №8).

На Фиг. 13 показан график для времени гелеобразования адаптированной ГБС №10.

На Фиг. 14 показан внешний вид ГБА №10 через 30 дней термостатирования.

На Фиг. 15 показан график для времени гелеобразования адаптированной ГБС №5.

На Фиг. 16 показан внешний вид ГБС №10 через 30 дней термостатирования.

На Фиг. 17 показан график для времени гелеобразования адаптированной ГБС №3.

На Фиг. 18 показан внешний вид ГБС №3 через 30 дней термостатирования.

Изобретение относится к способу определения эффективных газоблокирующих систем для селективного блокирования высокопроницаемых газонасыщенных зон подгазовых месторождений.

Ниже приведены частные примеры реализации изобретения, которые предназначены для его иллюстрации, но не ограничения объема притязаний.

Пример 1. Исследование пенообразующих газоблокирующих систем (ГБС) и определение наиболее эффективного состава для условий конкретного месторождения.

Целью данного исследования было определение эффективных пенообразующих газоблокирующих систем (ГБС) для условий нефтегазового месторождения, в том числе с помощью фильтрационных экспериментов на образцах керна. Эффективность конкретных газоблокирующих систем определяли с учетом моделей пластовой нефти и модели пластовой воды в пластовых термобарических условиях (давление до 40 МПа, температура 16 ˚С).

На первом этапе исследования были получены промысловые данные о пластовой температуре, пластовом давлении, уровне минерализации пластовой и/или попутно добываемой воды, физико-химических свойствах пластовой нефти и типе коллектора на исследуемом объекте.

Объектом для применения технологии ограничения газопритока с помощью ГБС являлось месторождение, расположенное в Западной Сибири. В пределах исследуемого месторождения была выделена группа пластов ПК1- 3, для которых выделялись нефтяные и газонефтяные залежи, разделенные разрывными нарушениями экранирующего типа. К основным осложняющим факторам, приводящим к неконтролируемым и сложно прогнозируемым прорывам газа, можно отнести невысокий этаж нефтеносности при массивной газовой шапке и подстилающем аквифере, неоднородность пласта по коллекторским свойствам, а также высокую вязкость нефти, равную 111 сПз. Давление насыщения равно начальному пластовому давлению и составляло 7,9 МПа (78 атмосфер), пластовая температура составляла 16 ºC, газосодержание пластовой нефти 27,4 м³/м³. Минерализация вод верхней части комплекса изменялась от 10,7 до 18 г/л, тип воды согласно классификации В.А. Сулина оценивался как хлоридно-кальциевый. Коллектор относился к терригенному типу.

Для целей настоящего изобретения не имеет принципиального значения, получают ли промысловые данные непосредственно в ходе исследований или они поступают уже в готовом виде.

На следующем этапе на исследуемом объекте получали и анализировали образцы пластовых флюидов и кернового материала.

В качестве пластовых флюидов получали и анализировали стабильную нефть, отобранную в устьевых условиях в объеме 30 литров; пластовую воду, отобранную с сепаратора в объеме 15 литров.

В качестве кернового материала получали и анализировали образцы керна из высокопроницаемых и низкопроницаемых участков коллектора диаметром 30 мм и длинной от 30 до 50 мм, в количестве 171 шт. В качестве модели газа был использован азот 99,9%.

Был проведен входной контроль и подготовка образцов пластовых флюидов. Определены физико-химические свойства образцов пластовой воды (Таблица 1) и нефти (Таблица 2). По результатам компонентного анализа воды была подготовлена модель пластовой воды.

Таблица 1. Результаты исследований физико-химических свойств пластовой воды

Показатели	Результаты измерений	Метод
мг/дм3
Натрий	4918,00	Капиллярный электрофорез
Калий	44,00	Капиллярный электрофорез
Кальций	141,80	Капиллярный электрофорез
Магний	90,25	Капиллярный электрофорез
Хлорид-ион	11840,50	Капиллярный электрофорез
Сульфат-ион	14,35	Капиллярный электрофорез
Гидрокарбонат-ион	794,65	Титрование
Общая минерализация	17843,55	Расчёт
Водородный показатель (рН), ед.рН	7,67	Потенциометрический
Плотность при 16 °С, г/см3	1,0107	Плотномер DSA 5000M
Вязкость при 16 °С, мПа·с	1,00123	Капиллярный вискозиметр Lovis 2000 ME

Таблица 2. Результаты исследований физико-химических свойств пластовой нефти

Показатели	Результаты измерений	Метод
Плотность при 20 °С, г/см3	0,9318	Вискозиметр Штабингера SVM3000
Вязкость кинематическая при 16 °С, мПа·с	155,88	Вискозиметр Штабингера SVM3000
Межфазное натяжение нефть-вода при 16 °С, мН/м	30,038	Тензиометр Kruss SDT

Образцы кернов готовили согласно стандартной процедуре: выполнено взвешивание образцов и измерение геометрических размеров, проведена экстракция образцов в аппарате Сокслета до полной очистки и сушка образцов в сушильном шкафу. После сушки перед испытаниями образцы охлаждали и хранили в эксикаторе над высокодисперсным силикагелем. Для подготовленных образцов было проведено определение пористости и проницаемости на газовом анализаторе (Таблица 3).

Таблица 3. Результаты исследований образцов керна

Тип керна	Кол-во образцов, шт	Средняя проницаемость, мД	Пористость по газу, %
Высокопроницаемый	107	635,0	31,9
Низкопроницаемый	64	24,5	22,7

Таким образом, в ходе данного этапа были получены и проанализированы образцы пластовых флюидов (пластовой воды и нефти – Таблицы 1 и 2), а также образцы кернов (Таблица 3).

При реализации следующего этапа способа определяли газоблокирующие системы, соответствующие геолого-физическим условиям исследуемого объекта.

Определение проводили путем сравнительного анализа допустимых условий, в которых могут быть применены конкретные реагенты и ГБС (согласно рекомендациям производителей и др.), с геолого-физическими условиями исследуемого объекта, а также свойствами пластовых флюидов.

По результатам анализа термобарических условий исследуемого объекта и свойств пластовых флюидов, для целей исследования были отобраны 6 пенообразующих реагентов, 3 полимера для стабилизации пены, 1 пенополимерная композиция и 2 пеногеля от 6-ти компаний (Таблица 4).

Таблица 4. Описание представленных реагентов

№ Реагента	Комментарий
Пенообразующие реагенты (ПАВ)
1	Анионный ПАВ. Рекомендован к использованию совместно с полимером
2	Анионные ПАВ. Для непрерывной генерации пены необходима долговременная закачка газа
3
4
5	Модифицированный анионоактивный ПАВ
6	Раствор анионного ПАВ
Полимеры (стабилизаторы)
7	Стабилизатор пены
8	Гидролизованный полиакриламид
9	Гидролизованный полиакриламид
Пенополимеры (стабилизированные пены)
10	Раствор анионного ПАВ. Для непрерывной генерации пены необходима долговременная закачка газа.
Пеногели (сшитые пенополимерные системы)
11	Смесь неорганических и органических солей и биоразлагаемых полимеров.
12	Композиция ПАА, газогенерирующей смеси и сшивателя

Из представленных реагентов, согласно рекомендациям производителей, были подготовлены 12 пенообразующих газоблокирующих систем (ГБС) для дальнейших исследований. Рецептуры представленных ГБС из расчета приготовления 100 г раствора согласно рекомендациям производителей отражены в Таблице 5.

Таблица 5. Количественный и качественный состав исследуемых пенообразующих ГБС

№ ГБС	№ Реагента	Рецептура на 100 г раствора ГБС
Пенообразующие композиции
1	1	96,68 г. воды 3,32 г. реагента №1 (15,02% активного вещества)
2	2	99,00 г. воды 1 г. реагента №2 (50% активного вещества)
3	3	98,15г воды 1,85 г. реагента №3 (27% активного вещества)
4	5	99,05 г. воды 0,5 г. реагента №5 (100% активного вещества)
5	3 + 4	98,338 г. воды 1,235 г. реагента №3 (27% активного вещества) 0,427 г. реагента №4 (39% активного вещества)
6	3 + 2	98,432г. воды 1,235 г. реагента №3 (27% активного вещества) 0,333 г. реагента №2 (50% активного вещества) 98,432
Пенополимеры (стабилизированные пены)
7	1 + 8	97,52 г. воды 2,330 г. реагента №1 (15,02 % активного вещества) 0,15 г. реагента №8 (100% активного вещества)
8	1 + 9	97,52 г. воды 2,330 г. реагента №1 (15,02 % активного вещества) 0,15 г. реагента №9 (100% активного вещества)
9	10	99,375 г. воды 0,625 г. реагента №10 (80% активного вещества)
10	6 + 7	99,229 г. воды 0,583 г. реагента №6 (60% активного вещества) 0,187 г. реагента №7 (80% активного вещества)
Пеногели
11	12	83,1 г. воды реагент №12 (многокомпонентный): 8 г (комп. №8) + 7 г. (комп. №9) + 1,5 г. (комп. №5) + 0,4 г. (комп. №7)
12	11	96,6 г. воды Реагент №11: 2,4 г. Гелеобразователь + 1 г. Стабилизатор пены

В результате реализации данного этапа способа были определены потенциально эффективные пенообразующие ГБС для условий исследуемого объекта.

На следующем этапе реализации способа все ГБС проверяли на совместимость с моделью пластовой воды.

Для этого были приготовлены три раствора ГБС при комнатной температуре с водой в следующих пропорциях:

1. 100% об. дистиллированная вода;

2. 50/50% об. дистиллированная/модельная вода;

3. 100% об. модельная вода.

При приготовлении раствора содержимое емкости тщательно перемешивали (10 поворотов на 90°) и термостатировали в течение 2 часов при температуре 16 °С в климатической камере. Совместимость ГБС с модельной водой проверялась визуально на предмет выпадения осадка, выделения легкой фазы, выделения газа, изменения цвета, наличия неоднородностей.
Совместимость с модельной водой показали практически все представленные пенообразующие ГБС. ГБС №6 продемонстрировал несовместимость с дистиллированной водой и 50/50 раствора воды (дистиллированная/модельная), в результате тестирования на дне емкости образовался осадок. При тестировании этой же композиции на 100% модельной воде образование осадка не наблюдалось. Данное поведение ГБС ограничивает ее применение, по этой причине ГБС №6 была исключена из дальнейшего рассмотрения.

В рамках данного этапа способа также определяли совместимость растворов ГБС с дегазированной пробой подготовленной нефти. Отдельно приготовленный раствор ГБС на дистиллированной воде после растворения смешивали в трёх объемных отношениях с нефтью 25:75, 50:50 и 75:25 в мерной пластиковой пробирке с крышкой объемом 50 мл. После смешения с нефтью образец механически перемешивали (10 поворотов на 90°) и помещали в климатическую камеру для термостатирования в течение 24 часов. По прошествии 2 и 24 часов визуально фиксировали объем образовавшихся эмульсии и других фаз, наличие осадка или взвеси в водной фазе, образование (сшивка) геля.

Растворы пенообразующих ГБС визуально не показали никакого взаимодействия с нефтью, кроме образования небольшого объема эмульсии на границе раздела. В случае с пенополимерами №9 и №10 через 7 дней наблюдалось образование эмульсии с нефтью. Визуально данный тип эмульсии соответствовал типу I по Винзору – весь раствор пенополимера и часть нефти перешли в эмульсию. Данное поведение ГБС ограничивает их применение, по этой причине они были исключены из дальнейшего рассмотрения.

Далее определяли плотность и вязкость ГБС, совместимых с пластовой водой и нефтью. Плотность раствора на дистиллированной и пластовой воде определялась после его растворения в пикнометре с использованием криостата при температурах 16 °С и 20 °С. По результатам исследований плотность растворов изменялась в небольших диапазонах (0,95-1,02 г/см³), что говорит о малом влиянии реагентов на плотность ГБС в диапазонах исследуемых концентраций. Вязкость ГБС на дистиллированной и пластовой воде была определена на ротационном вискозиметре при температуре 16 °С и 20 °С при скоростях сдвига в диапазоне от 0,1 с^-1 до 122 с^-1. Вязкости ГБС сравнивали при скорости сдвига 10 с^-1 (Таблица 6).

Таблица 6. Значения вязкости растворов пенообразующих ГБС

Номер ГБС	Концентрация, %	Тип воды	Динамическая вязкость состава при 20°С, сПз	Скорость сдвига, с-1
Пенообразующие композиции
3	0,5	дистиллированная	5,37	122,4
0,5	модельная	1,38
5	0,5 (2:1)	дистиллированная	6,8	122,4
0,5 (2:1)	модельная	7,8
2	0,5	дистиллированная	5,37	122,4
0,5	модельная	1,34
6	исключен из рассмотрения (нестабилен с дистиллированной водой)
1	0,5	дистиллированная	1,33	122,4
0,5	модельная	1,33
4	0,5	дистиллированная	1,34	122,4
0,5	модельная	1,34
Пенополимеры (стабилизированные пены)
7	0,35+ 0,15	дистиллированная	55,2	66
0,35+ 0,15	модельная	15,6
8	0,35+ 0,15	дистиллированная	44	66
0,35+ 0,15	модельная	49
9	исключен из рассмотрения (нестабилен с пластовой нефтью)
10	исключен из рассмотрения (нестабилен с пластовой нефтью)
Пеногели
11	0,5	дистиллированная	1154,71	0,61
0,5	модельная	533,66
12	0,5	дистиллированная	26327	0,42
0,5	модельная	36160

Вязкость пенообразующих ГБС в виде растворов ПАВ была близка по значениям и находилась в диапазоне от 1,32 до 7,8 сПз, близко к вязкости воды. Значения вязкости у стабилизированных пен (пенополимеров) по сравнению с растворами ПАВ была выше из-за наличия полимера.

Таким образом, в ходе реализации данного этапа способа были проведены исследования пенообразующих ГБС в свободном объеме, в результате чего определены газоблокирующие системы, совместимые с пластовой водой и пластовой нефтью.

На следующем этапе способа проводили определение стабильных в течении 30 дней ГБС при пластовой температуре (термостабильность).

Для этих целей готовили по два раствора каждой ГБС объемом 100 мл на дистиллированной и модельной воде. После этого образцы были термостатированы в течение 30 дней в климатической камере при температуре 16 °С.

По результатам визуальной оценки стабильности растворов в течении 30 суток все отобранные ранее растворы ГБС не показали выпадение осадка и других фазовых проявлений.

В ходе реализации следующего этапа способа определяли кратность и время полураспада пенообразущих ГБС, прошедших отбор при проверке на совместимость с пластовыми флюидами и термобарическими условиями.

Для этих целей проводили замешивание пенообразующих ГБС и генерацию пены при равных условиях по объему исходного раствора (100 мл), концентрации 0,5%, времени вспенивания и скорости вращения (6000 об\мин в течении 1 минуты). Параметр кратности пены определяли как отношение объема образовавшейся пены к объему раствора пенообразователя. Время полураспада пены определяли как время от окончания вспенивания до момента перехода части пены обратно в состояние жидкого раствора объемом 50 мл.

В результате исследования для ГБС №3 и №5 были получены значения времени полураспада меньше 7 минут, что послужило причиной исключения этих ГБС из программы дальнейших исследований (Таблица 7). ГБС №4 продемонстрировала значение кратности меньше 6, также данная ГБС не предназначена к использованию совместно со стабилизатором для увеличения времени полураспада, по этой причине данная ГБС была исключена из программы дальнейших исследований. ГБС №12 продемонстрировала крайне низкое значение кратности пены (1,2 << 6) и также была исключена из программы дальнейших исследований.

Таблица 7. Кратность и время полураспада пены для пенообразующих ГБС

Название ГБС	Кратность	Время полураспада пены, мин	Комментарий
Пенообразующие композиции
3	6,45	6,4	исключен. время полураспада меньше 7 минут
5	6,25	6,7	исключен. время полураспада меньше 7 минут
2	5,65	8,8	исключен. кратность ниже 6
6	исключен из рассмотрения
1	6,85	8,4	соответствует
4	2	1,8	исключен. время полураспада меньше 7 минут, кратность ниже 6
Пенополимеры (стабилизированные пены)
9	исключен из рассмотрения
10	исключен из рассмотрения
7	4,5	177,7	соответствует (время полураспада в 21 раз выше, чем без стабилизатора, кратность выше 4)
8	4,5	183,8	соответствует. (время полураспада в 22 раза выше, чем без стабилизатора, кратность выше 4)
Пеногели
11	6,4	Более 7 дней	соответствует
12	1,2	Более 7 дней	исключен. кратность ниже 6

Лучшей пенообразующей ГБС по обоим показателям (кратности и времени полураспада) оказалась ГБС №1. Среди ее стабилизированных полимером версий (ГБС №7 и ГБС №8, стабилизированные реагентом №8 и №9, соответственно) лучшей композицией оказалась ГБС №8. Среди пеногелей единственной ГБС, соответствующей критериям кратности и времени полураспада, оказалась ГБС № 11.

Для уточнения оптимальной концентрации ПАВ (реагент №1) в ГБС №8 с точки зрения времени полураспада, были проведены исследования при различных концентрациях активного вещества. Согласно полученным результатам, кратность пены напрямую зависит от концентрации ПАВ и повышается с ее увеличением. Время полураспада достигало максимальных значений при концентрациях 0,25% и 0,35%, однако при дальнейшем увеличении концентрации данный показатель снижался. Таким образом, оптимальной концентрацией ПАВ являлось значение 0,25% (Фиг. 1).

В рамках данного этапа способа для лучших ГБС по критериям кратности и полураспада (ГБС №1 и ГБС №8) определяли необходимую долю газа в общем газожидкостном потоке для максимизации значения кажущейся вязкости. Для исследования использовали предварительно насыщенный под вакуумом дистиллированной водой искусственный керн. Газожидкостная смесь подавалась в следующих соотношениях потока азота к общему потоку газожидкостной смеси (качество пены), начиная с меньшей доли азота в потоке (): 0,35; 0,5; 0,65; 0,8; 0,95.

где – объемный расход азота, – объемный расход раствора ПАВ.

Полученные в процессе эксперимента данные перепада давлений (), абсолютной проницаемости по воде (), площади сечения (), длины образца () и объемных расходов газа () и воды () применялись для определения кажущейся вязкости ГБС ():

Сравнительный график кажущейся вязкости при 5 соотношениях потока газа к общему потоку газожидкостной смеси представлен на Фиг. 2. Из графика видно, что с увеличением доли азота в газожидкостном потоке до = 0,65 кажущаяся вязкость пены увеличивается. Однако дальнейшее увеличение доли газа в потоке до = 0,8 приводит к снижению кажущейся вязкости пены. Этот эффект объясняется тем, что при = 0,65 образуется наиболее стабильный поток пены и, как следствие, такой поток оказывает наибольшее сопротивление закачке, то есть обладает наибольшей кажущейся вязкостью. В результате было выбрано значение = 0,65.

Таким образом, на данном этапе способа определили пенообразующие ГБС (№№1, 7, 8 и 11), у которых кратность пены выше 6 и время полураспада пены более 7 минут, и/или время полураспада пены со стабилизатором более чем в 20 раз выше, чем без стабилизатора, при минимальном значении кратности выше 4. Также определили долю газа в общем газожидкостном потоке ( = 0,65) пенообразующих газоблокирующих систем на моделях пласта, обеспечивающую максимальное значение кажущейся вязкости.

На следующем этапе способа определяли газоблокирующие системы, у которых по результатам фильтрационных исследований на одиночных газонасыщенных керновых колонках: для высокопроницаемой колонки значение параметра сопротивления закачке газоблокирующей системы относительно фазовой проницаемости по газу (FR) по меньшей мере на 15% выше, чем для низкопроницаемой колонки; для высокопроницаемых колонок значение фактора блокирующей способности газоблокирующей системы (FRR) для газонасыщенной колонки по меньшей мере на 20% превышает значение для нефтенасыщенной колонки.

Для указанных фильтрационных исследований были выбраны две ГБС:

1. ГБС №8 (стабилизированная полимером ГБС №1). Концентрация реагента №1 – 0,25%, концентрация реагента №9 – 0,15%. Доля газа в потоке = 0,65.

2. ГБС №11.

В ходе реализации данного этапа проводили фильтрационные исследования по определению эффективности лучших газоблокирующих систем на образцах керна. Для оценки эффективности газоблокирующих свойств и исследования селективности ГБС фильтрационные исследования проводили с экспериментальным моделированием четырех областей пласта:

1. Область прорыва газа по высокопроницаемой зоне.

Высокая проницаемость – Газонасыщенный (ВП-Г).

2. Область прорыва газа по низкопроницаемой зоне.

Низкая проницаемость – Газонасыщенный (НП-Г).

3. Нефтенасыщенный продуктивный коллектор низкой проницаемости.

Низкая проницаемость – Нефтенасыщенный (НП-Н).

4. Нефтенасыщенный продуктивный коллектор высокой проницаемости.

Высокая проницаемость – Нефтенасыщенный (ВП-Н).

Методика экспериментов отличалась в зависимости от моделируемых условий (газо- или нефтенасыщенная область). Ниже представлен план и методика проведения фильтрационных экспериментов на одиночных керновых колонках при моделировании газонасыщенных областей.

1. Подготовка керна, определение его начальных фильтрационно-емкостных характеристик, создание остаточной водонасыщенности.

2. Насыщение керна нефтью c последующим старением.

3. Определение фазовой проницаемости по нефти и газу:

a. Фильтрация нефти в направлении пласт-скважина до стабилизации давления с расходом 0,3 мл/мин, измерение фазовой проницаемости по нефти при остаточной водонасыщенности с последовательным изменением расхода нефти: 0,3; 0,6; 0,9; 0,3* мл/мин;

b. Фильтрация газа (азот) в направлении пласт-скважина с расходом 0,4 мл/мин, отбор нефти через каждые 0,1 порового объема (п.о.)

c. После прорыва газа и отсутствия нефти на выходе в течение не менее 0,5 п.о., а также постоянстве расхода газа на выходе и постоянстве перепада давления (dP) - определение фазовой проницаемости по газу при расходах 0,4; 0,5; 0,6; 0,4* мл/мин.

4. Закачка ГБС в направлении скважина-пласт:

Закачка смеси азота и раствора ПАВ (ГБС) в соотношении газа к общему газожидкостному потоку f_g = 0,65 (расход газа = 1,3 мл/мин, общий объемный расход газожидкостного потока - 2 мл/мин);

Закачка 1 п.о. газожидкостной смеси, с определением объема вытесненной нефти каждые 0,2 п.о. Поровые объемы фиксировались по скорости закачки. Определяли объемы вытесненных флюидов и фиксировали перепад давления для определения фазовой проницаемости.

Отделение на центрифуге вышедших жидких флюидов (нефть, ГБС) от воды для определения точных объемов флюидов;

5. Закачка газа в направлении пласт-скважина с целью моделирования прорыва:

a. Закачка азота с постоянным расходом – 0,4 мл/мин. На данном этапе возможно два сценария проведения эксперимента:

a.1. Если прорыв газа произошел при перепаде давления меньше 2 МПа (20 бар), продолжение фильтрации газа с расходом 0,4 мл/мин до стабилизации разности давления;

a.2. При достижении dP больше 2 МПа, продолжают закачку путем поддержания давления, поддерживая dP равной 2 МПа. При снижении расхода закачки до 0,04 мл/мин (в 10 раз), продолжают фильтрацию путём поддержания давления в течение 1,5 часа (для расчета FRR до прорыва), после чего повышают предельное значение dP на 2 МПа до повторного падения расхода в 10 раз. Перед очередным повышением перепада давления выдержать режим фильтрации с постоянным давлением не менее 30 минут. В процессе закачки фиксировать данные перепада давлений. Фиксировать выходящие флюиды каждые 0,1 п.о.;

b. Продолжают закачку газа до стабилизации давления, но не менее 2 п.о. и при постоянном расходе газа на выходе и постоянном dP проводят замер фазовой проницаемости по газу при расходах 0,4; 0,5; 0,6; 0,4* мл/мин.

Отделяют на центрифуге вышедшие во время фильтрации флюиды (нефть, ГБС) от воды для точного определения их объемов.

На каждом этапе исследований рассчитывали значения параметра сопротивления закачке газоблокирующей системы относительно фазовой проницаемости по нефти/газу (FR), а также значения фактора блокирующей способности газоблокирующей системы при фильтрации нефти/газа (FRR) по формулам:

где:

q_ф – расход при фильтрации флюида (нефть, газ), мл/мин;

ΔP_ф – перепад давления на колонке при закачке флюида (нефть, газ), МПа;

q_ГБС – расход при фильтрации полимера, мл/мин;

ΔP_ГБС – перепад давления на колонке при закачке полимера, МПа.

где:

q_{ф_до} – расход при фильтрации флюида (нефть, газ) до закачки ГБС, мл/мин;

ΔP_{ф_до} – перепад давления на колонке при закачке флюида до ГБС, МПа;

q_{ф_после} – расход при фильтрации флюида (нефть, газ) после закачки ГБС, мл/мин;

ΔP_{ф_после} – перепад давления на колонке при закачке флюида после ГБС, Мпа.

Параметры керновой модели после подготовки и старения для исследований характеристик ГБС №8 в низкопроницаемых газонасыщенных зонах пласта представлены в Таблице 8. Там же отмечены фазовая проницаемость по нефти в присутствии остаточной водонасыщенности и фазовая проницаемость азота при остаточной водо- и нефтенасыщенности.

Таблица 8. Параметры колонки для исследований ГБС №8 в условиях низкой проницаемости и высокой газонасыщенности

Образцы	Диаметр, мм	Длина, мм	Пористость по газу, %	Поровый объем, мл:	Средняя проницаемость колонки, мД	Остаточная водонасыщенность колонки, %	Начальная нефтенасыщенность, %	Средняя фазовая проницаемость колонки по нефти, мД	Средняя фазовая проницаемость колонки по азоту, мД
372a	29,74	48,11	32,07	30,29	245,22	36,65	63,35	162,15	55,36
116	29,21	49,82	28,40
355	29,08	49,40	30,81

После вытеснения нефти газом проводили закачку ГБС с фиксацией перепада давления и насыщенности (Фиг. 3), а также с последующим расчетом коэффициента сопротивления FR (Фиг. 4).

Так как закачка проводилась с постоянным общим расходом 2 мл/мин, было достигнуто высокое значение разницы давлений на колонке dP = 14,148 МПа (141,48 бар). Расчет коэффициента сопротивления (FR) выполнялся для значений перепада давления, полученного при прокачке 0,5 п.о. Основные параметры закачки пенополимера представлены в Таблице 9.

Таблица 9. Параметры фильтрации на момент закачки ГБС №8 (низкопроницаемая газонасыщенная колонка)

Средний расход в конце закачки ГБС, мл/мин	Средний перепад давления в конце закачки ГБС, МПа	Параметр FR при закачке 0,5 п.о. ГБС
2	14,148	1,72

Параметры керновой модели после подготовки и старения для исследований характеристик ГБС №8 в высокопроницаемых газонасыщенных зонах пласта представлены в Таблице 10.

Таблица 10. Параметры колонки №3 для исследований ГБС №8 в условиях высокой проницаемости и высокой газонасыщенности

Образцы	Диаметр, мм	Длина, мм	Пористость по газу, %	Поровый объем, мл:	Средняя проницаемость колонки, мД	Остаточная водонасыщенность колонки, %	Начальная нефтенасыщенность, %	Средняя фазовая проницаемость колонки по нефти, мД	Средняя фазовая проницаемость колонки по азоту, мД
99	29,41	50,02	32,48	33,01	639,65	32,52	67,48	562,12	115,79
387	30,00	50,01	33,66
109	29,31	48,17	31,06

После вытеснения нефти газом проводили закачку ГБС с фиксацией перепада давления и насыщенности (Фиг. 5), а также с последующим расчетом коэффициента сопротивления FR (Фиг. 6).

Так как закачка проводилась с постоянным общим расходом 2 мл/мин, было достигнуто высокое значение разницы давлений на колонке dP = 5,1 МПа (51 бар). Расчет коэффициента сопротивления (FR) выполнялся для значений перепада давления, полученного при прокачке 0,5 п.о. Основные параметры закачки пенополимера представлены в Таблице 11.

Таблица 11. Параметры фильтрации на момент закачки ГБС №8 (низкопроницаемая газонасыщенная колонка)

Средний расход в конце закачки ГБС, мл/мин	Средний перепад давления в конце закачки ГБС, МПа	Параметр FR при закачке 0,5 п.о. ГБС
2	5,102	2,131

После закачки пенополимера (ГБС №8) в противоток его закачке был подан газ с расходом 0,4 мл/мин. При достижении разницы давлений на колонке 1,065 МПа (10,65 бар), произошел прорыв газа (Фиг. 7). Основные параметры при обратной закачке газа представлены в Таблице 12.

Таблица 12. Параметры фильтрации на момент закачки азота (ГБС №8, низкопроницаемая газонасыщенная колонка)

Объемный расход, мл/мин	Средний перепад давления после стабилизации, МПа	Средняя проницаемость после стабилизации, мД	Параметр RR
0,40	0,063	27,66	4,19
0,60	0,077	34,29	3,42
0,4*	0,027	64,10	1,81

В результате проведения экспериментов были получены значения FR и FRR (Таблицы 13 и 14).

Таблица 13. Параметры FR для газонасыщенных колонок

ГБС	Параметр	Низкопроницаемый	Высокопроницаемый	различие, %	Комментарий
№8	FR	1,72	2,13	+23	соответствует (более +15%)
№11	FR	3,57	6,54	+183	соответствует (более +15%)

По полученным значениям видно, что для обеих ГБС значения FR для низкопроницаемых зон ниже, чем для высокопроницаемых. Это значит, что в низкопроницаемую зону пенополимер закачивается с меньшим сопротивлением. Такой эффект можно объяснить тем, что в высокопроницаемой зоне образуется более стабильный вспененный поток, что оказывает большее влияние на фазовую проницаемость высокопроницаемой колонки.

Таблица 14. Параметры FRR для высокопроницаемых колонок

ГБС	Параметр	Нефтенасыщенная колонка	Газонасыщенная колонка	различие, %	Комментарий
№8	FRR	3,33	4,19	+25	соответствует (более +20%)
№11	FRR	19,45	51,87	+266	соответствует (более +20%)

Данное предположение также подтверждают значения FRR, большее остаточное сопротивление также наблюдалось на газонасыщенных колонках, что объясняется образованием более стабильного потока пены в высокопроницаемой зоне.

Исходя из полученных результатов можно сделать вывод о том, что именно в высокопроницаемой газонасыщенной зоне исследуемые ГБС обладают большей кажущейся вязкостью и оказывают большее сопротивление движению потока.

При этом, избирательность влияния ГБС №11 на газонасыщенные высокопроницаемые интервалы существенно выше, чем у ГБС №8.

В ходе реализации данного этапа способа было установлено, что обе ГБС (№8 и 11) в фильтрационных исследованиях на одиночных керновых колонках показали удовлетворительные значения сопротивления закачке газоблокирующей системы относительно фазовой проницаемости по газу (FR) и значения фактора блокирующей способности газоблокирующей системы (FRR), поэтому могут быть допущены к дальнейшим исследованиям.

На следующем этапе способа определяли ГБС, обладающие селективностью по насыщенности и проницаемости в результате исследований на параллельных керновых моделях: доля ГБС, зашедшая в высокопроницаемую и газонасыщенную колонку должна превышать 60% от общего объема ГБС в исследуемой керновой модели; увеличение газонасыщености после моделирования прорыва газа по низкопроницаемой и нефтенасыщенной колонке должно превышать соответствующее значение по высокопроницаемой и газонасыщенной колонкам.

Для оценки эффективности газоблокирующих свойств и селективности пенообразующих ГБС проводили эксперименты с параллельной фильтрацией через две керновые модели. Для каждой ГБС было проведено два параллельных эксперимента:

1. Колонки кернов с разной проницаемостью и разной нефтенасыщенностью (Высокопроницаемая (ВПК) и низкопроницаемая (НПК) колонки).

2. Колонки кернов с одинаковой проницаемостью и разной нефтенасыщенностью (Высокопроницаемая (ВПК №1) и Высокопроницаемая (ВПК №2) колонки).

Ниже представлен план и методика проведения фильтрационных экспериментов на параллельных кернодержателях при оценке селективности по проницаемости.

1. Подготовка керна, определение его начальных фильтрационно-емкостных характеристик, создание остаточной водонасыщенности.

2. Насыщение керна нефтью c последующим старением.

3. Определение фазовой проницаемости по нефти при фильтрации в направлении пласт-скважина.

Измерение фазовой проницаемости по нефти каждой модели отдельно с последовательным изменением расходов 0,4; 0,35; 0,3 мл/мин.

После раздельного определения относительной фазовой проницаемости (ОФП), объединение колонок для определения фазовой проницаемости при параллельной прокачке до стабилизации перепада давления с расходом 0,3 мл/мин и определение расходов нефти на выходе из каждой модели.

4. Вытеснение нефти и определение фазовой проницаемости по азоту при фильтрации газа в направлении пласт-скважина.

Переключение системы на подачу газа.

Фильтрация газа с общим расходом 0,4 мл/мин, с отдельным отбором нефти с каждой модели через 0,1-0,2 п.о. прокачки. Отбор нефти производится при помощи газожидкостных бюреток, расход газа определяется по газовым бюреткам и дублирующим электронным измерителям расхода газа;

При достижении dP выше 0,5 МПа (5 бар) переключение на поддержание давления. Закачка продолжалась путем поддержания давления с фиксацией расхода закачиваемого газа. При снижении расхода закачки до 0,04 мл/мин (в 10 раз), повышалось предельное значение dP на 0,5 МПа (5 бар).

По достижении отсутствия нефти на выходе в течение не менее 0,5 п.о., постоянства расхода газа на выходе и постоянства dP в каждом кернодержателе – фильтрация останавливалась.

Отделение на центрифуге вышедших во время фильтрации флюидов (нефть, ГБС) от воды для точного определения объема флюидов;

5. Закачка ГБС в направлении скважина-пласт:

a. Закачка смеси азота и раствора ПАВ в соотношении газа к общему газожидкостному потоку = 0,65 (расход газа = 1,3 мл/мин, общий объемный расход газожидкостного потока - 2 мл/мин);

b. Закачка 1 п.о. газожидкостной смеси и определение объема вытесненной нефти каждые 0,2 п.о. Поровые объемы фиксировались по скорости закачки.

c. Определение объемов вытесненных флюидов и фиксация перепадов давления для определения фазовой проницаемости.

d. Отделение на центрифуге вышедших жидких флюидов во время закачки ГБС от воды, для определения точных объемов флюидов;

6. Закачка газа в направлении пласт-скважина с целью моделирования прорыва:

Переключение входа и выхода кернодержателя на обратную закачку, в противоток закачке ГБС.

Закачка азота с постоянным расходом – 0,4 мл/мин. При достижении разницы давления dP = 0,5МПа (5 бар), переход на закачку с поддержанием давления. При отсутствии прорыва газа в течение 30 минут повышение давления на dP = 0,5МПа (5 бар). Данное условие сохраняется при дальнейшей фильтрации, вплоть до достижения dP = 0,35 МПа (35 бар).

При каждом значении dP определение расхода газа на выходе из каждой модели.

Отделение на центрифуге вышедших во время фильтрации флюидов от воды, для точного определения их объемов.

Параметры керновой модели после подготовки и старения для исследований селективных по проницаемости характеристик ГБС №8 представлены в Таблице 15. Там же отмечены фазовая проницаемость по нефти в присутствии остаточной водонасыщенности и фазовая проницаемость азота при остаточной водо- и нефтенасыщенности.

Таблица 15. Параметры колонки для исследований ГБС №8 в параллельных колонках с различной проницаемостью

Колонка	Образцы	Диаметр, мм	Длина, мм	Пористость по газу, %	Поровый объем, мл:	Средняя проницаемость колонки, мД	Остаточная водонасыщенность колонки, %	Начальная нефтенасыщенность, %	Средняя проницаемость после стабилизации на каждой колонки, мД	Средняя проницаемость после стабилизации на объединенных колонках, мД
НПК	73	29,2	50,54	25,78	15,87	65,57	45,04	54,96	54,24	125,09
294	29,92	49,71	20,48
ВПК	404	29,76	34,16	33,08	22,93	759,69	19,6	80,4	246,11	133,2
	395	29,84	33,81	33,11
125	29,19	34,05	31,82

После вытеснения нефти газом проводили закачку ГБС с фиксацией перепада давления и насыщенностей (см. Фиг. 8 и 9). Закачка проводилась с постоянным общим расходом 2 мл/мин в течении 19 минут. Основные параметры закачки пенополимера представлены в Таблице 16.

Таблица 16. Параметры фильтрации на момент закачки ГБС №8 (параллельные колонки с различной проницаемостью)

Средний расход в конце закачки ГБС, мл/мин	Средний перепад давления перед завершением прокачки НПК, МПа	Средний перепад давления перед завершением прокачки ВПК, МПа
2	0,779	0,8

После закачки ГБС в противоток ее закачке был подан газ с расходом 0,4 мл/мин. При достижении разницы давлений 0,5 МПа (5 бар) на НПК, произошел прорыв газа (см. Фиг. 10 и 11; Таблица 17) с последующей стабилизацией расхода (см. Фиг. 12).

Таблица 17. Параметры фильтрации на момент закачки азота (ГБС №8, параллельные колонки с различной проницаемостью)

Колонка	Перепад давления после стабилизации, МПа	Объемный расход после стабилизации, мл/мин	Объемный расход после стабилизации в нормальных условиях, мл/мин	Средняя проницаемость после стабилизации, мД
НПК	0,422	4,46	302,08	31,21
ВПК	0,422	0	0	-

Исходя из результатов эксперимента можно отметить, что высокопроницаемая газонасыщенная зона была заблокирована. Прорыв газа произошел на низкопроницаемой колонке, что говорит о селективности рассматриваемой ГБС по проницаемости.

Полные результаты исследований селективности ГБС №8 и 11 согласно описанной методике представлены в Таблицах 18 и 19.

Таблица 18. Результаты исследования селективности ГБС №8 по проницаемости

Параметр	Колонка	до закачки ГБС	после закачки ГБС	после обратной закачки газа
Нефтенасыщеность, %	НПК	31,6	31,6	17,8
ВПК	43,7	42,9	41,1
Водонасыщеность, %	НПК	45,0	45,0	45,0
ВПК	19,6	19,6	19,6
Газонасыщеность, %	НПК	23,3	12,3	32,4
ВПК	36,6	12,4	13,7
Насыщенность ГБС, %	НПК	0	11,1	4,8
ВПК	0	25,1	25,6

Таблица 19. Результаты исследования селективности ГБС №11 по проницаемости

Параметр	Колонка	до закачки ГБС	после закачки ГБС	после обратной закачки газа
Нефтенасыщеность, %	НПК	68,6	34,7	13,2
ВПК	50,0	23,9	23,9
Водонасыщеность, %	НПК	31,4	31,4	31,4
ВПК	25,7	25,7	21,1
Газонасыщеность, %	НПК	0	0	29,2
ВПК	24,3	0	6,9
Насыщенность ГБС, %	НПК	0	33,9	26,1
ВПК	0	50,4	48,1

По результатам выполненных исследований можно сделать вывод о высокой селективности обоих ГБС (№8 и 11) по проницаемости:

Доля ГБС, зашедшая в высокопроницаемую колонку для ГБС №8 равна 69% (соответствует критерию эффективности более 60%), увеличение газонасыщенности по низкопроницаемой колонке после моделирования прорыва газа составило 20,1%, в то время как по высокопроницаемой - 1,3% (увеличение по низкопроницаемой колонке больше, что соответствует критерию эффективности).

Доля ГБС, зашедшая в высокопроницаемую колонку для ГБС №11 равна 59% (не соответствует критерию эффективности более 60%), увеличение газонасыщенности по низкопроницаемой колонке после моделирования прорыва газа составило 29,2%, в то время как по высокопроницаемой - 6,9% (увеличение по низкопроницаемой колонке больше, что соответствует критерию эффективности).

Результаты исследований селективности ГБС №8 и 11 по насыщенности представлены в Таблицах 20 и 21.

Таблица 20. Результаты исследования селективности ГБС №8 по насыщенности

Параметр	Колонка	до закачки ГБС	после закачки ГБС	после обратной закачки газа
Нефтенасыщеность, %	газ	48,0	20.0	14,67
нефть	81,6	56,5	49,2
Водонасыщеность, %	газ	25,5	25,5	25,5
нефть	18,3	18,7	18,4
Газонасыщеность, %	газ	26,5	9,5	28,3
нефть	0	0	19,6
Насыщенность ГБС, %	газ	0	45,0	31,5
нефть	0	25,1	12,8

Таблица 21. Результаты исследования селективности ГБС №11 по насыщенности

Параметр	Колонка	до закачки ГБС	после закачки ГБС	после обратной закачки газа
Нефтенасыщеность, %	газ	51,6	39,4	36,8
нефть	80,4	31,8	31,8
Водонасыщеность, %	газ	19,2	19,2	19,24
нефть	19,6	19,5	19,6
Газонасыщеность, %	газ	29,1	0	2,61
нефть	0	0	0
Насыщенность ГБС, %	газ	0	41,3	41,3
нефть	0	48,5	48,5

По результатам выполненных исследований можно сделать вывод о высокой селективности по проницаемости ГБС №8 и низкой селективности ГБС №11:

Доля ГБС, зашедшая в газонасыщенную колонку для ГБС №8, равна 64% (соответствует критерию эффективности более 60%), увеличение газонасыщенности по газонасыщенной колонке после моделирования прорыва газа составило 18,8%, в то время как по нефтенасыщенной - 19,6% (увеличение по нефтенасыщенной колонке больше, что соответствует критерию эффективности).

Доля ГБС, зашедшая в высокопроницаемую колонку для ГБС №11, равна 45% (не соответствует критерию эффективности более 60%), увеличение газонасыщенности по газонасыщенной колонке после моделирования прорыва газа составило 2,6%, в то время как по нефтенасыщенной - 0% (увеличение по нефтенасыщенной колонке меньше, что не соответствует критерию эффективности).

Итоговые характеристики селективности рассматриваемых систем приведены в таблице 22.

Таблица 22. Результаты и выводы исследования селективности ГБС по проницаемости и насыщенности.

ГБС	Селективность по проницаемости	Селективность по насыщенности
Доля ГБС зашедшая в высокопроницаемую колонку	Увеличение газонасыщенности по низко/высокопроницаемым колонкам после прорыва газа	Доля ГБС зашедшая в газонасыщенную колонку	Увеличение газонасыщенности по нефте/газонасыщенным колонкам после прорыва газа
№8	69%	20,1% / 1,3%	64%	19,6% / 18,8%
селективен	селективен
№11	59%	29,2% /6,9%	45%	0% / 2,6%
не селективен (доля ГБС < 60%)	не селективен (доля ГБС < 60%)

По результатам выполненной работы к применению на исследуемом объекте (месторождении) рекомендуется ГБС №8, характеризующаяся совместимостью с пластовой водой, термобарической стабильностью, кратностью 4,5, временем полураспада 11029 секунд, а также селективностью воздействия по насыщенности и проницаемости.

Состав ГБС №8: реагент №1 – 0,25 масс.%, реагент №9 – 0,15 масс.%. Доля газа в потоке = 0,65.

Пример 2. Исследование гелеобразующих газоблокирующих систем (ГБС) и определение наиболее эффективного состава для условий конкретного месторождения.

Целью данного исследования было определение эффективных гелеобразующих газоблокирующих систем (ГБС) для условий конкретного нефтегазового месторождения.

Исследования гелеобразующих газоблокирующих систем проводились в условиях того же самого месторождения, что и исследования пенообразующих газоблокирующих систем.

Характеристики пластовых флюидов и кернового материала для настоящего примера полностью соответствовали тем, которые были представлены в Примере 1 (см. Таблицы 1-3).

По результатам анализа термобарических условий исследуемого объекта и свойств пластовых флюидов для исследования были отобраны 16 гелеобразующих реагентов от 11-ти компаний (Таблица 23).

Таблица 23. Описание отобранных газоблокирующих реагентов

№ реагента	Комментарий
1	Cмесевой продукт на основе полимера с добавкой
поверхностно-активных веществ в углеводородном растворителе. Предназначен для селективного ограничения водопритока в обводненных нефтедобывающих скважинах.
2	Композиция из двух компонентов (производных акриловой кислоты), при смешении которых в определенных соотношениях и температуре происходит отверждение, в основе которого лежит полимеризация эпоксидных смол. Есть возможность регулирования времени гелеобразования.
3	Смесь водорастворимого полимера, с различными структурирующими добавками. Компонент №1: полимер 2-пропенамида с проп-2-енатом натрия, компонент №2: параформальдегид, компонент №3: 1,3-дигидроксибензоил. Есть возможность регулирования времени гелеобразования.
4	Раствор водорастворимого полимера и раствора неорганической соли, с различными структурирующими добавками. Компонент №1: силикат натрия, компонент №2: ацетат хрома, компонент №3: полиакриламид.
5	Сложная смесь высокомолекулярного и низкомолекулярного анионного полимера, специально подобранного сшивателя и добавок. В составе входят полипроп-2-енамид, ацетат хрома.
6	Предназначен для КРС и ПРС. Смесь полимеров и кислоторастворимых кольматантов.
7	Кремнийорганическое соединение с различными модифицирующими добавками.
8	Полимерно-гелевая система.
9	Гелевые системы на основе высокомолекулярного сополимера полиакриламида (ПАА). Есть возможность регулирования времени гелеобразования.
10	Гелевые системы на основе низкомолекулярного сополимера ПАА. Есть возможность регулирования времени гелеобразования.
11	Гидрозоль диоксида кремния с полимерным порошком. Компонент №1: кремний диоксид коллоидный, компонент №2: натрий хлорид. Есть возможность регулировать время гелеобразования.
12	Раствор динатрий метилсиликата и модифицирующих добавок. Есть возможность регулировать время гелеобразования.
13	Кремнийорганический состав. Компонент №1: этан-1,2-диол, компонент №2: пропан-2-ол, компонент №3: 2-бутокиэтанол. Есть возможность регулировать время гелеобразования.
14	Реагент на основе алюмосиликата.
15	Смесь на основе полиакриламида и минеральных компонентов (глины) (размер >75 μm). Анионный тип.
16	Смесь на основе полиакриламида и минеральных компонентов (глины) (размер >75 μm). Катионный тип.

Из представленных реагентов, согласно рекомендациям производителей, были подготовлены 16 гелеобразующих ГБС для дальнейших исследований. Рецептура полученных гелеобразующих ГБС из расчета приготовления 100 г раствора отражена в Таблице 24.

Методика выполнения исследований гелеобразующих ГБС на совместимость с пластовой и/или попутно добываемой водой и пластовой нефтью аналогична схеме, описанной в Примере 1.

Результаты исследования совместимости растворов гелеобразующих ГБС с модельной и пластовой водой представлены в Таблице 25 (знак «-» означает отсутствие признака, знак «+» проявление признака).

Таблица 25. Показатели совместимости гелеобразующих ГБС с пластовой и модельной водой

№ ГБС	Раствор	Осадок	Пузыри газа	Неоднородности	Комментарий	Совместимость
1	дистилл.	Моментальная сшивка при контакте с водой.	-
	50/50
модельная
2	дистилл.	-	-	+	Расслоение сверху	-
	50/50	-	-	+
модельная	-	-	+
3	дистилл.	-	-	-		+
	50/50	-	-	-
модельная	-	-	-
4	дистилл.	-	-	-		-
	50/50	-	-	+	Гелеобразные включения
модельная	-	-	+
5	дистилл.	-	-	-		+
	50/50	-	-	-
модельная	-	-	-
6	дистилл.	-	-	-		+
	50/50	-	-	-
модельная	-	-	-
7	дистилл.	-	-	-		+
	50/50	-	-	-
модельная	-	-	-
8	дистилл.	-	+	-		-
	50/50	-	+	+
модельная	-	+	+
9	дистилл.	-	-	-		+
	50/50	-	-	-
модельная	-	-	-
10	дистилл.	-	-	-		+
	50/50	-	-	-
модельная	-	-	-
11	дистилл.	Исследования на совместимость не проводились, так как реагенты представляют собой готовый раствор, не требующий растворения в воде.
	50/50
модельная
12	дистилл.	+	-	+		-
	50/50	+	-	+
модельная	+	-	+
13	дистилл.	-	-	-		-
	50/50	+	-	+	Разделение на три фазы
модельная	-	-	-
14	дистилл.	-	-	+	Вкрапления серого цвета	-
	50/50	-	-	+	Вкрапления серого цвета
модельная	-	-	-
15	дистилл.	+	-	-	Часть частиц находятся в дисперсном состоянии, другая часть частиц заметно увеличилась в объёме и выпала в осадок	-
	50/50	+	-	-	Частицы заметно увеличились в объёме и выпали в осадок
модельная	+	-	-
16	дистилл.	-	-	+	Гелевые частицы незначительно увеличились в объёме, образовали плотный слой и адсорбировались на стенках пробирки.	-
	50/50	-	-	+
модельная	-	-	+

Совместимость с модельной, дистиллированной и смешанной водой показали 6 из 16 гелеобразующих ГБС: № 3, № 5, № 6, № 7, № 9, № 10.

Несовместимость или частичную совместимость с модельной, дистиллированной и смешанной водой показали следующие ГБС:

ГБС №1. Моментальная сшивка при контакте с водой;

ГБС №2. Расслоение, неоднородности;

ГБС №4. Наличие гелеобразных включений, частичная сшивка после растворения;

ГБС №8. Неоднородности, выделение газа;

ГБС №12. Образование осадка;

ГБС №13. Образование трёх фаз, частичная сшивка, выпадение осадка;

ГБС №14. Неоднородный мутный раствор.

ГБС №15, 16. Уменьшение коэффициента набухания гелевых частиц, выпадение осадка.

Совместимость растворов гелеобразующих ГБС с пластовой нефтью проверялась аналогично схеме, описанной для Примера 1 (пенообразующие ГБС). В Таблице 26 представлены результаты исследования совместимости ГБС с пластовой нефтью (знак «-» означает отсутствие признака, знак «+» проявление признака).

Таблица 26. Показатели совместимости гелеобразующих ГБС с пластовой нефтью

№ ГБС	Соотношение ГБС/нефть	Осадок	Пузыри газа	Неоднородности	Сшивка через 24 часа	Совместимость
1	25/75	Исследования не проводились.
	50/50
75/25
2	25/75	-	-	-	+	+
	50/50	-	-	-	+
75/25	-	-	-	+
3	25/75	-	-	-	+	+
	50/50	-	-	-	+
75/25	-	-	-	+
4	25/75	-	-	-	+	+
	50/50	-	-	-	+
75/25	-	-	-	+
5	25/75	-	-	-	+	+
	50/50	-	-	-	+
75/25	-	-	-	+
6	25/75	-	-	+	-	-
	50/50	-	-	+	-
75/25	-	-	+	-
7	25/75	-	-	-	-	-
	50/50	-	-	-	-
75/25	-	-	-	-
8	25/75	-	+	-	+	-
	50/50	-	+	-	+
75/25	-	+	-	+
9	25/75	-	-	-	+	+
	50/50	-	-	-	+
75/25	-	-	-	+
10	25/75	-	-	-	-	+
	50/50	-	-	-	-
75/25	-	-	-	-
11	25/75	-	-	-	-	-
	50/50	-	-	-	-
75/25	-	-	-	-
12	25/75	+	-	+	-	-
	50/50	+	-	+	-
75/25	+	-	+	-
13	25/75	-	-	-	-	-
	50/50	+	-	+	-
75/25	-	-	-	-
14	25/75	-	-	+	+	-
	50/50	-	-	+	+
75/25	-	-	+	+
15	25/75	-	-	-	+	-
	50/50	-	-	-	+
75/25	-	-	-	+
16	25/75	-	-	-	+	-
	50/50	-	-	-	+
75/25	-	-	-	+

Совместимость с пластовой нефтью показали 6 из 16 гелеобразующих ГБС: № 2, № 3, № 4, № 5, № 9, № 10.

Несовместимость или частичную совместимость с пластовой нефтью показали следующие ГБС:

ГБС №6. Деструкция;

ГБС №7. Гелеобразования не произошло;

ГБС №8. Выделение газа;

ГБС №11. Гелеобразования не произошло;

ГБС №12. Образование осадка, неоднородности;

ГБС №13. Образование осадка, неоднородности;

ГБС №14. Неоднородности;

ГБС №15 и 16. Количество нефти влияет на коэффициент набухания гелевых частиц.

Вязкость растворов на дистиллированной и пластовой воде была определена на ротационном вискозиметре Fungilab Viscolead One L при температуре 20 °С (Таблица 27).

Таблица 27. Вязкость растворов гелеобразующих ГБС

№ ГБС	Тип воды	Динамическая вязкость состава при 20 °С, сПз	Скорость сдвига, с-1
1-10 сПз
15	дистиллированная	3,55	122,36
модельная	1,45	122,36
16	дистиллированная	1,33	122,36
модельная	1,34	122,36
12	дистиллированная	1,85	122,36
11	раствор	2,11	122,36
2	дистиллированная	2,54	122,36
модельная	2,64	122,36
7	дистиллированная	4,20	122,36
модельная	5,10	122,36
4	дистиллированная	3,9	122,36
10-100 сПз
13	дистиллированная	97,56	6,12
модельная	45,59	6,12
100-1000 сПз
14	дистиллированная	450	0,102
9	модельная	656,8	0,102
>1000 сПз
4	модельная	4628,7	0,102
14	модельная	4811,1	0,102
10	дистиллированная	5302,7	0,102
модельная	1156,8	0,102
9	дистиллированная	12145	0,102
5	дистиллированная	36437	0,102
модельная	59906	0,102
3	дистиллированная	> 100000 сПз
модельная
6	дистиллированная	> 100000 сПз
модельная
8	дистиллированная	> 100000 сПз
модельная
1	дистиллированная	> 100000 сПз
модельная
12	модельная	> 100000 сПз

Таким образом, в ходе реализации данного этапа способа были проведены исследования гелеобразующих ГБС в свободном объеме, в результате чего определены газоблокирующие системы, совместимые с пластовой водой и пластовой нефтью.

На следующем этапе способа проводили определение стабильных в течении 30 дней гелеобразующих ГБС при пластовой температуре (термостабильность).

Для определения термостабильности ГБС были приготовлены два раствора объемом 100 мл на дистиллированной и модельной воде в пластиковой банке с крышкой объемом 100 мл. После этого образцы термостатировались в течение 30 дней в климатической камере при температуре 16 °С. Термостабильность сшитых систем определяли визуально с фотофиксацией.

По результатам визуальной оценки стабильности растворов в течении 30 суток все отобранные ранее растворы не показали выпадение осадка и других фазовых проявлений раствора.

На следующем этапе способа для гелеобразующих ГБС, прошедших отбор на совместимость с пластовыми флюидами и термобарическими условиями, проводили исследование по определению времени гелеобразования и типа геля, образующегося в течение 12-30 часов (Таблица 28).

Образование геля определялось визуально методом «Bottle Test» (Robert D. Sydansk) от A до J. Оптимальными типами геля для блокирования газа являются гели типов от D до H с отложенным временем гелеобразования. Данные типы гелей проявляют ярко выраженные эластичные свойства, что позволяет оказывать большое сопротивление проникновению газа и имеют оптимальное время гелеобразования для безопасной закачки в скважину (12-30 часов до полного набора вязкости, время начала гелеобразования не менее 4-6 часов).

Таблица 28. Значения времени гелеобразования, типа геля

№ ГБС	Тип воды	Время гелеобразования	Тип геля	Комментарий
3	дистиллированная	5-20 часов	Н	соответствует
модельная	5-20 часов	Н
5	дистиллированная	5-7 часов	Н	соответствует
модельная	5-7 часов	H
9	дистиллированная	24 часа	С	не соответствует. Тип геля C
модельная	24 часа	С
10	дистиллированная	24 часа	D	соответствует
модельная	24 часа	D
2	несовместим с пластовой / модельной водой
15	несовместим с пластовой нефтью, пластовой / модельной водой
16	несовместим с пластовой нефтью, пластовой / модельной водой
1	несовместим с пластовой / модельной водой
7	несовместим с пластовой нефтью
4	несовместим с пластовой / модельной водой
6	несовместим с пластовой нефтью
12	несовместим с пластовой нефтью, пластовой / модельной водой
11	несовместим с пластовой нефтью
13	несовместим с пластовой нефтью, пластовой / модельной водой
14	несовместим с пластовой нефтью, пластовой / модельной водой
8	несовместим с пластовой нефтью, пластовой / модельной водой

Под критерии выбора подходят гелеобразующие ГБС № 3, 5 и 10. Для дальнейшего исследования выбранных ГБС была проведена адаптация составов и способов их приготовления. Для этого были приготовлены ГБС на дистиллированной воде с изменением состава и способа приготовления с учётом рекомендаций компаний-поставщиков.

Для ГБС №10 было проанализировано 18 различных соотношений активных реагентов (концентрации полимера и сшивателя), в результате был определен наиболее эффективный состав ГБС с концентрацией полимера 2 масс.%, содержащий сшиватель, формалин (антибактериальный) и структурирующую добавку. Данная ГБС имеет отложенное время гелеобразования (1 день) и оптимальный тип для блокирования газа (F) (см. Фиг. 13 и 14).

Для установления оптимального состава ГБС № 5 были проведены эксперименты с изменением концентраций реагентов и способов приготовления, согласно рекомендациям производителя. В результате дополнительных анализов был выбран состав ГБС с концентрацией активного реагента 4 масс. %, так как при данной концентрации смеси удалось увеличить время гелеобразования с 7 часов до 1,5 суток и изменить тип геля с J на G, что является наиболее оптимальным для газоблокирования (см. Фиг. 15 и 16).

Для увеличения времени гелеобразования ГБС № 3 по рекомендации производителя была исследована рецептура приготовления геля с исключением инициатора гелеобразования.

Для ГБС № 3 в результате адаптации состава удалось увеличить время гелеобразования с 5-20 часов до 3-х суток, а также изменить тип геля с H на G, что является наиболее оптимальным для газоблокирования (см. Фиг. 17 и 18, Таблица 29).

Таблица 29. Итоговые характеристики гелеобразующих ГБС

№ ГБС	№3	№5	№10
Индукционный период, мин	630	530	500
Время половины набора вязкости, мин	1255	1470	1250
Время полного набора вязкости, мин	3700	2520	1440
Вязкость композиции, мПа∙с - В начальный момент - На конечной стадии	2658 (5,6 с-1) 472000	1330 (5,6 с-1) 2000000	1627 (5,6 с-1) 2000000

Таким образом, в ходе реализации данного этапа способа под условия исследуемого объекта (месторождения) были определены и дополнительно адаптированы по типу геля и времени гелеобразования наиболее эффективные составы гелеобразующих ГБС.

На следующем этапе способа, среди отобранных и адаптированных гелеобразующих ГБС были проведены фильтрационные исследования на одиночных керновых моделях, согласно методике, описанной выше в Примере 1.

В результате проведения экспериментов для гелеобразующих ГБС были получены значения FR и FRR (Таблицы 30 и 31).

Таблица 30. Параметры FR для газонасыщенных колонок

ГБС	Параметр	Низкопроницаемый	Высокопроницаемый	различие, %	Комментарий
№3	FR	15,74	18,6	+18	соответствует (более +15%)
№5	FR	38,54	11,06	-71	не соответствует (менее +15%)
№10	FR	880,38	330,4	-62	не соответствует (менее +15%)

По полученным значениям видно, что для ГБС №3 значения FR для низкопроницаемых зон ниже, чем для высокопроницаемых. Это значит, что в низкопроницаемую зону ГБС №3 закачивается с меньшим сопротивлением. Такой эффект можно объяснить тем, что в высокопроницаемой зоне образуется более стабильный вспененный поток, что оказывает большее влияние на фазовую проницаемость высокопроницаемой колонки. При этом ГБС №5 и 10 создают в низкопроницаемых колонках более высокие сопротивления, что говорит об отсутствии селективности данных ГБС по проницаемости. Также ГБС №10 создает очень высокое сопротивление при закачке во все зоны, и как следствие, использование данного ГБС в реальных условиях невозможно.

Таблица 31. Параметры FRR для высокопроницаемых колонок

ГБС	Параметр	Нефтенасыщенная колонка	Газонасыщенная колонка	различие, %	Комментарий
№3	FRR	3,73	7,44	+99	соответствует (более +15%)
№5	FRR	7,76	22,69	+192	соответствует (более +15%)
№10	FRR	3,58	40,46	>200	соответствует (более +15%)

Для всех ГБС были получены большие значения FRR для газонасыщенных колонок, чем для нефтенасыщенных. Исходя из полученных результатов можно сделать вывод о том, что именно в газонасыщенных зонах рассматриваемые гелеобразующие ГБС обладают большей кажущейся вязкостью и оказывают большее сопротивление движению потока.

При осуществлении данного этапа способа было установлено, что в ходе фильтрационных исследований удовлетворительные результаты показала гелеобразующая ГБС №3 (по значениям сопротивления закачке газоблокирующей системы относительно фазовой проницаемости по газу (FR) и гелеобразующие ГБС №3, 5 и 10 (по значению фактора блокирующей способности газоблокирующей системы (FRR).

На следующем этапе способа определяли селективность гелеобразующей ГБС по насыщенности и проницаемости в ходе исследований на параллельных керновых моделях.

Для оценки эффективности газоблокирующих свойств и селективности ГБС проводились эксперименты с параллельной фильтрацией через две керновые модели согласно методике, описанной в Примере 1.

Таблица 32. Результаты и выводы по исследованиям ГБС, селективности по проницаемости и насыщенности.

ГБС	Селективность по проницаемости	Селективность по насыщенности
Доля ГБС, зашедшая в высокопроницаемую колонку	Увеличение газонасыщенности по низко/высокопроницаемым колонкам после прорыва газа	Доля ГБС, зашедшая в газонасыщенную колонку	Увеличение газонасыщенности по нефте/газонасыщенным колонкам после прорыва газа
№3	71%	24,7% / 6,5%	91%	20,3% / 0%
селективен	селективен
№5	73%	0% / 0%	66 %	11% / 22,7%
не селективен	не селективен (увеличение газонасыщенности по нефтенасыщенной колонке ниже)
№10	68%	0% / 16,4%	45%	0% / 17,1%
не селективен	не селективен (доля ГБС < 60%)

По результатам исследований ГБС №3 показала хорошую селективность при ее закачке. В исследованиях с колонками с различной проницаемостью доля ГБС, зашедшая в высокопроницаемую колонку, составила 71%, при фильтрации через колонки с различной проницаемостью доля ГБС в газонасыщенной колонке составила 91%. После моделирования этапа прорыва газа основной прорыв газа наблюдался на низкопроницаемой, а также на нефтенасыщенной колонке, что подтверждает блокирование целевых высокопроницаемых газонасыщенных областей.

Большая доля ГБС №5 зашла в целевые интервалы (высокопроницаемые/газонасыщенные), однако в случае эксперимента с различными проницаемостями колонок она полностью заблокировала керновую модель, а в случае с колонками с различным насыщением, прорыв газа произошел на газонасыщенной колонке. Полученные результаты говорят о низкой селективности данной ГБС по проницаемости и насыщенности.

ГБС № 10 также продемонстрировала низкую эффективность в обоих экспериментах. В случае с разными проницаемостями прорыв газа произошел по высокопроницаемой колонке. В эксперименте с различными насыщенностями колонок прорыв газа произошел на газонасыщенной колонке, что говорит об отсутствии селективности у ГБС №10.

По результатам исследований гелеобразующих газоблокирующих систем к применению на месторождении рекомендована ГБС №3, обладающая совместимостью с пластовой водой и нефтью, характеризующаяся термобарической стабильностью, временем полного гелеобразования 61 час, временем начала гелеобразования 102 часа, а также селективностью воздействия по насыщенности и проницаемости.

Состав гелеобразующей ГБС №3 после проведенной адаптации: реагент №2 – 0,6 масс. %, реагент №3 – 0,2 масс.%, реагент №5 – 1,7 масс.%.

Описанные в Примерах 1 и 2 экспериментальные исследования подтверждают промышленную применимость заявленного изобретения. Кроме того, приведенные данные свидетельствуют о том, что предлагаемый способ позволяет провести комплексный скрининг большого количества газоблокирующих систем, надежно и точно оценить их применимость для конкретного нефтегазового месторождения или иного исследуемого объекта, а при необходимости адаптировать рецептуру пенообразующих и/или гелеобразующих газоблокирующих систем для конкретных условий применения.

1. Способ определения эффективных газоблокирующих систем для селективного блокирования высокопроницаемых газонасыщенных зон подгазовых месторождений, включающий следующие этапы:

a) получение промысловых данных о пластовой температуре, пластовом давлении, уровне минерализации пластовой и/или попутно добываемой воды, физико-химических свойствах пластовой нефти и типе коллектора на исследуемом объекте;

b) получение и анализ образцов пластовых флюидов и кернового материала на исследуемом объекте;

c) определение газоблокирующих систем, соответствующих геолого-физическим условиям исследуемого объекта;

d) определение газоблокирующих систем, совместимых с пластовой и/или попутно добываемой водой и пластовой нефтью, путем проведения исследований в свободном объеме;

e) определение стабильных в течение 30 дней при пластовой температуре газоблокирующих систем, прошедших отбор на совместимость с пластовой и/или попутно добываемой водой на предыдущем этапе;

f) определение пенообразующих газоблокирующих систем из отобранных на предыдущем этапе, у которых кратность пены выше 6 и время полураспада пены более 7 минут, а время полураспада пены со стабилизатором более чем в 20 раз выше, чем без стабилизатора, при минимальном значении кратности выше 4, и определение доли газа в общем газожидкостном потоке пенообразующих газоблокирующих систем на моделях пласта для максимизации значения кажущейся вязкости или определение гелеобразующих газоблокирующих систем из отобранных на предыдущем этапе, характеризующихся образованием типа геля от D до H в течение 12-30 часов, временем начала гелеобразования более 4 часов;

g) определение газоблокирующих систем из отобранных на предыдущем этапе, у которых по результатам фильтрационных исследований на одиночных газонасыщенных керновых колонках: для высокопроницаемой колонки значение параметра сопротивления закачке газоблокирующей системы относительно фазовой проницаемости по газу по меньшей мере на 15% выше, чем для низкопроницаемой колонки; для высокопроницаемых колонок значение фактора блокирующей способности газоблокирующей системы (ГБС) для газонасыщенной колонки по меньшей мере на 20% превышает значение для нефтенасыщенной колонки;

h) определение газоблокирующих систем из отобранных на предыдущем этапе, обладающих селективностью по насыщенности и проницаемости по результатам исследований на параллельных керновых моделях: доля ГБС, зашедшая в высокопроницаемую и газонасыщенную колонку, превышает 60% от общего объема ГБС в исследуемой керновой модели; увеличение газонасыщености после моделирования прорыва газа по низкопроницаемой и нефтенасыщенной колонке превышает соответствующее значение по высокопроницаемой и газонасыщенной колонкам.

2. Способ по п.1, в котором исследование в свободном объеме на этапе (d) проводят путем приготовления для каждого набора газоблокирующей системы трёх растворов реагентов с концентрацией 0,5 масс.% на дистиллированной и пластовой воде в соотношениях: 100% дистиллированная, 50/50% дистиллированная/пластовая и 100% пластовая вода и тестирования каждого из растворов с целью отбора газоблокирующих систем, в которых отсутствуют расслоения на фазы.

3. Способ по п.2, в котором расслоение на фазы определяют по выпадению осадка и/или образованию взвесей.

4. Способ по п.1, в котором кратность пены для пенообразующих газоблокирующих систем на этапе (f) определяют как отношение объема сгенерированной пены к объему раствора ПАВ общей концентрацией 0,5 масс.% на пластовой воде.

5. Способ по п.1, в котором время полураспада пены для пенообразующих газоблокирующих систем на этапе (f) определяют как время от окончания процесса вспенивания до момента уменьшения объема раствора ПАВ до половины первоначального объема.

6. Способ по п. 1, в котором тип геля от D до H на этапе (f) определяют визуально через равные временные промежутки для разных соотношений полимер/сшиватель.

7. Способ по п.1, в котором из пенообразующих газоблокирующих систем, отобранных на этапе «f», отбирают системы с наибольшими значениями кажущейся вязкости пены в процессе фильтрации при изменении доли газа в потоке нагнетания от 0,1 до 0,6 д.ед.

8. Способ по п.1, в котором для отобранных на этапе «h» и показавших лучшие результаты газоблокирующих систем проводят исследования с использованием рентгеновского излучения.

9. Способ по п.8, в котором исследования с использованием рентгеновского излучения проводят на образцах нефти с добавкой 15% йодоктана путем фильтрации и трехкратного сканирования образцов керна по всей длине для определения первоначальной яркости керна, заполненного флюидами до закачки ГБС; соотношения и распределения газоблокирующей системы по колонкам с различными свойствами после моделирования закачки ГБС; определения путей прорыва газа и оценки газоблокирующих свойств и эффективности газоблокирующей системы в каждой из колонок после моделирования прорыва газа.

10. Способ по п.1, в котором после этапа «h» ранжируют газоблокирующие системы от наиболее эффективных к наименее эффективным; и/или составляют рекомендации о целесообразности дальнейших работ в промысловых условиях, параметрах реализации технологии и/или условиях эксплуатации скважин после проведения опытно-промышленных испытаний.

11. Способ по п.10, в котором дополнительно составляют рекомендации для дальнейшей экономической оценки отобранных газоблокирующих систем, подходящих для условий исследуемого объекта.

12. Способ по п.1, в котором на этапе a) в качестве пластовых флюидов используют пластовую воду или попутно добываемую воду или пластовую нефть.

13. Способ по п.1, в котором на этапе b) получают данные о физико-химических свойствах, включающих вязкость, плотность, газосодержание и компонентный состав.

14. Способ по п.1, в котором под геолого-физическими условиями понимают по меньшей мере один из следующих параметров: пластовая температура, пластовое давление, тип коллектора, текущее состояние разработки месторождения и рекомендации производителей.

15. Способ по п.14, в котором под текущим состоянием разработки месторождения понимают текущую обводненность и выработку запасов.

16. Способ по п.1, в котором под объектом понимают месторождение, пласт, скважину или залежь.

17. Способ по п.1, в котором на любом из этапов d-h дополнительно проводят адаптацию химической композиции газоблокирующей системы до получения результатов, удовлетворяющих критериям эффективности.

18. Способ по п.17, в котором под адаптацией понимают изменение качественного и/или количественного состава композиции газоблокирующей системы и проведение в отношении измененных составов повторных исследований.

19. Способ по п.17, в котором на этапе адаптации определяют концентрации каждого компонента газоблокирующих систем и их физические характеристики, подходящие для конкретного месторождения.