Использование гелей в нефтепромысловой практике для уменьшения обводненности основано на блокирование промытых водой участков. Вместе с тем часто причиной преждевременной обводненности добывающих скважин является капиллярно-концевой эффект (ККЭ), затрудняющий вытеснение нефти из проницаемых коллекторов. Его физическая сущность заключается в образовании на выходе из пласта зоны повышенной обводненности. Если пористая среда гидрофильна, то при вытеснении нефти водой часть прискважинной зоны добывающих скважин может быть заблокирована водой в результате ККЭ, что снижает дебит скважин.

Для уменьшения ККЭ необходима обработка прискважинной зоны пласта реагентами-гидрофобизаторами принцип действия которых основан на физической адсорбции ПАВ на границе раздела фаз жидкость - твердое тело с образованием гидрофобной молекулярной пленки, изменяющей смачиваемость гидрофильной поверхности породы. Это приводит к снижению водонасыщенности пристеночного слоя скважины, в результате увеличивается приток нефти в скважину и уменьшается фазовая проницаемость для воды.

Гидрофобизирующее действие реагентов можно оценить по эффекту капиллярного впитывания воды кварцевым песком, обработанным гидрофобизатором. Проведенными исследованиями было установлено, что растворы высокомолекулярного полимера, применяемого для получения геля, в углеводородных растворителях обладают мощным гидрофобизирующим эффектом. Поэтому была изучена гидрофобизирующая способность растворов жидкой фазы, отделенной от выделившегося органического геля, в результате взаимодействия 10%-ного раствора полимера в этил-бензольной фракции и отработанного компрессорного масла с удельным расходом 0,5 - 4,0 г/г. Эффективность оценивалась по высоте поднятия воды в капилляре по кварцевому песку, обработанному растворами жидкой фазы в бензине при массовой концентрации 2,5-20 %. Чем ниже высота поднятия воды, тем выше гидрофобизирующее действие реагента, поэтому за 100%-ную гидрофобизацию была принята нулевая высота поднятия уровня воды, а за нулевую степень гидрофобизации - 15,6 см, что соответствует поднятию уровня воды по необработанному углеводородом песку (табл. 6). Как видно из табл. 3, все растворы жидкой фазы обладают гидрофобизирующими свойствами, так как степень гидрофобизации выше, чем в моделях без обработки и с обработкой чистым бензином, при которых степень гидрофобизации равнялась соответственно 0 и 20 %.

Таблица 6 – Гидрофибизирующие свойства жидкой фазы

Поскольку, изменяя соотношение компонентов, можно регулировать степень вовлечения высокомолекулярного полимера в образование геля и соответственно его удельный выход, жидкая фаза в зависимости от исходного содержания полимера в растворе и удельного расхода компрессорного масла будет обладать различными гидрофобизирующими свойствами (см. табл. 6). При малом удельном расходе масла гидрофобизирующий эффект высокий, так как часть полимера не вовлечена в образование геля и остается в растворе. Высокомолекулярный полимер образует гидрофобизирующую пленку на поверхности кварцевого песка, таким образом достигается высокая гидрофобизация. При повышении удельного расхода компрессорного масла снижается степень гидрофобизации, что свидетельствует о низком гидрофобизирующем эффекте. Гидрофобизирующий эффект от обработки растворами жидкой фазы при удельном расходе СКМ, равном 4 г/г, сопоставим с гидрофобизацией кварцевого песка бензином, это косвенно подтверждает вовлечение всего количества полимера в образование органического геля. Таким образом, изменяя соотношение содержания компонентов и контролируя степень вовлечения полимера в образование ассоциата, можно регулировать гидрофобизирующие свойства состава.

Эффективность технологии обработки призабойной зоны пласта с повышенной обводненностью можно оценить по изменению фазовой проницаемости для воды до и после обработки гидроизоляционным составом на моделях пласта, отражающих фильтрацию флюидов по промытому прослою. В модели используется стеклянная трубка внутренним диаметром 20 мм и длиной 350 мм, заполненная прокаленным кварцевым песком фракции 0,140-0,315 мм, через который профильтрован один поровый объем пластовой воды общей минерализацией 150 г/л.

Для определения фазовой проницаемости модели пласта для воды замеряли время прохождения каждого порового объема воды через пласт. Эксперимент проводили при избыточном давлении 0,2-0,3 МПа. Фазовую проницаемость для воды до и после обработки рассчитывали по закону Дарси.