«Нефтепро-
мысловое дело»

Применение неорганического агента на основе силиката натрия для выравнивания профиля приёмистости для нефтяных коллекторов с высокой минерализацией пластовых вод

УДК: 622.276.7:678
DOI: 10.33285/0207-2351-2022-3(639)-19-25

Авторы:

¹ Глобальный центр технической поддержки CNOOC International Ltd, Пекин, Китай
² Институт нефтегазового дела Северо-восточного нефтяного университета, Дацин, Китай

Ключевые слова: коллектор с высокой минерализацией пластовых вод, неорганический гель, фильтрационное исследование, коэффициент сопротивления, коэффициент блокировки

Аннотация:

Основываясь на требованиях технологии выравнивания профиля приёмистости для коллекторов с высокой минерализацией пластовых вод на нефтяном месторождении Туха, проведены исследования физико-химических свойств образованных неорганического геля и осадка в результате реакции силиката натрия и пластовой воды, их транспортных и блокирующих свойства в пласте. Установлено, что с уменьшением проницаемости керна и увеличением концентрации силиката натрия, способность транспортировки образованных неорганического геля и осадка в порах керна уменьшается. При изменении концентрации силиката натрия от 0,03 до 0,06 моль/л получаемый неорганический гель и осадок имеют высокую миграционную способность в порах керна, а также коэффициент сопротивления, коэффициент остаточного сопротивления и коэффициент блокировки высокопроницаемых пластов.

Список литературы:

1. Xiong C., Tang X. Technologies of water shut-off and profile control: an overview // Petroleum exploration and development. – 2007. – Vol. 34, № 1. – Pp. 83–88.

2. Research and prospect of silicate chemical water shutoff technology / H. Liu [et al.] // Oilfield Chemistry. – 2015. – Vol. 32, № 1. – Pp. 146–150.

3. Experimental study on gelling property and plugging effect of inorganic gel system (OMGL) / L. Niu [et al.] // Petroleum exploration and development. – 2013. – Vol. 40, № 6. – Pp. 728–732.

4. Profile modification agent with abio-gel coating for high-temperature and high-salinity reservoir / X. Tang. [et al.] // Petroleum exploration and development. – 2004. – Vol. 31, № 5. – Pp. 92–94.

5. Matching between the diameter of the aggregates of hydrophobically associating polymers and reservoir pore–throat size during polymer flooding in an offshore oilfield / K. Xie [et al.] // J. of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – Vol. 177, № 6. – Pp. 558–569.

6. Исследование фильтрационных и реологических свойств полимерного геля для повышения нефтеотдачи пластов / Нажису, В.И. Ерофеев, С. Лу [и др.] // Изв. Томского политехнического ун-та. Инжиниринг георесурсов. – 2019. – Т. 330, № 4. – С. 147–157.

7. Analysis of dynamic imbibition effect of surfactant in micro cracks in reservoir with high temperature and low permeability / K. Xie [et al.] // SPE Production &Operations. – 2018. – Vol. 33, № 3. – Pp. 596–606.