Обоснование технологии глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом в условиях трещинно-поровых карбонатных коллекторов

Анализ горно-геологических условий, в которых эксплуатируются скважины, вскрывающие трещинно-поровые карбонатные коллекторы в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), показал, что применение традиционных водно-солевых водно-солевых жидкостей глушения скважин (ЖГС) приводит к их поглощению продуктивным пластом. При этом объемы поглощаемых ЖГС могут в несколько раз превышать объемы скважинного пространства, что неизбежно ведет к росту водонасыщенности призабойной зоны пласта (ПЗП) и, как следствие, ухудшению ее фильтрационно-емкостных свойств, длительным срокам освоения скважин и вывода их на режим эксплуатации. Нередко в данных условиях скважины и вовсе не выходят на доремонтный режим эксплуатации, в результате чего, для восстановления притока после подземного ремонта, требуется дополнительное воздействие на ПЗП. Указанные проблемы особенно характерны для месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУНГП) с трещинно-поровым карбонатным коллектором и АНПД. Для решения проблемы поглощения при глушении нефтяных скважин перед подземным ремонтом предлагается множество различных блокирующих составов, однако далеко не все они в полной мере соответствуют требованиям, предъявляемым к подобного рода технологическим жидкостям, особенно в условиях трещинно-поровых карбонатных коллекторов и АНПД. В связи с этим, разработка эффективных рецептур блокирующих составов и технологий их применения перед подземным ремонтом в осложненных геолого-физических условиях разработки месторождений, обеспечивающих предотвращение поглощения ЖГС продуктивным пластом и сохранение фильтрационных характеристик ПЗП, является актуальной задачей для нефтегазовой отрасли.