Кислотный состав для освоения нефтяных скважин, вскрывших терригенные коллекторы с повышенной карбонатностью

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Кислотный состав для освоения нефтяных скважин, вскрывших терригенные коллекторы с повышенной карбонатностью

Подопригора Д.Г., Мардашов Д.В.

Аннотация

В статье авторами освещаются основные физико-химические параметры разработанного в лаборатории «Повышение нефтеотдачи плаcтов» Горного университета кислотного состава для освоения добывающих скважин, вскрывших высокотемпературные низкопроницаемые терригенные коллекторы нефти с повышенной карбонатностью. Проводится сравнение физико-химических параметров традиционного глинокислотного раствора с разработанным и показаны его преимущества. Приведены результаты лабораторных исследований по определению степени влияния фильтратов буровых растворов на фильтрационные характеристики кернов одного из нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири. Изучена способность разработанного кислотного состава в сравнении с традиционной глинокислотой восстанавливать и улучшать проницаемость пород-коллекторов после воздействия на них фильтратами буровых растворов.

Ключевые слова: буровой раствор, фильтрат бурового раствора, кислотный состав, глинокислота, кислотное освоение скважин, низкопроницаемый терригенный коллектор, повышенная карбонатность.

Podoprigora D.G., Mardashov D.V.

The article highlights the main physical and chemical parameters developed in the laboratory “EOR” Mining University acid composition for the development of the production wells that discover high-temperature low-permeability clastic oil reservoirs with high carbonate content. A comparison of physicochemical parameters of a traditional mud acid solution developed and shown its advantages. The results of laboratory studies to determine the degree of influence of filtrates of drilling fluids on the filtration characteristics of the cores of one of oil and gas condensate fields in Western Siberia. The authors studied the ability of the developed acid composition in comparison with the conventional mud acid to restore and improve the permeability of reservoir rocks after exposure to filtrates of drilling fluids.

Keywords: mud, mud filtrate, acid composition, mud acid, acid well completion, low-permeability terrigenous reservoir, high carbonate content.

В настоящее время большинство крупных нефтяных месторождений Российской Федерации (РФ) находится на поздней стадии разработки, и, как следствие, снижается доля запасов, приуроченных к коллекторам с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и относительно простым строением. В связи с этим, значительную роль играет вовлечение в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) нефти. На долю ТРИЗ нефти в РФ приходится 67 % от разведанных, из которых на высоковязкие нефти - 13 %, а на низкопроницаемые коллекторы - 38 % (около 90 % которых приурочены к Западно-Сибирской, Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносным провинциям) [1, 6, 10, 16]. Согласно [3, 5, 7, 9, 11, 12, 13] проблема восполнения запасов углеводородов может быть решена за счет вовлечения в разработку месторождений, приуроченных к территориям Восточной Сибири, Дальнего Востока, континентального шельфа, коллекторам с низкой проницаемостью, баженовским, хадумским, абалакским, ачимовским, тюменским и доманиковым продуктивным отложениям (рис. 1).

Рисунок 1 - Расположение основных групп трудноизвлекаемых запасов нефти в Российской Федерации

Если обратить внимание на процентные соотношения, приходящиеся на те или иные трудноизвлекаемые запасы нефти, то можно сделать вывод о том, что основная их часть содержится в продуктивных отложениях тюменской свиты - 32 %, в низкопроницаемых коллекторах - 31 % и в залежах, содержащих сверхвысоковязкую нефть, - 21 % [5].

Главным нефтегазодобывающим регионом РФ является Западная Сибирь. Основные залежи, вмещающие практически все запасы нефти и газа, включая трудноизвлекаемые в этом регионе, приурочены к терригенным породам-коллекторам [8]. В свою очередь терригенные коллекторы, вмещающие нефть, представляют собой песчаники, пески, алевролиты и алевриты, связанные между собой минеральным веществом - цементом [14]. Для терригенных коллекторов Западной Сибири характерен глинистый, либо карбонатно-глинистый цемент [2]. Часто встречается коллекторы с повышенной карбонатностью - 5 % и более [15, 17]. Так как большая часть вовлеченных в разработку запасов нефти, в том числе трудноизвлекаемых, залегает в Западной Сибири, и содержание карбонатного материала во вмещающих их коллекторах часто превышает 5 %, то приведем несколько примеров таких объектов, расположенных на данной территории.

К примеру, продуктивные отложения Красноленинского и Шаимского районов тюменской свиты, приуроченные к пластам Ю₂, Ю₄, Ю₅, представлены терригенными коллекторами с содержанием карбонатно-глинистого цемента 5-21 % [4]. На Вынгапуровском нефтегазоконденсатном месторождении в верхней части тюменской свиты выделяется группа продуктивных пластов ЮВ₂-ЮВ₇. Песчаники от светло-серых до темно-серых, иногда зеленовато-серых, от тонко- до среднезернистых, средней крепости, встречаются рыхлые разности, полимиктовые, плотные, слабослюдистые, нередко карбонатизированные. Цемент глинистый и карбонатно-глинистый, участками карбонатный. В пределах Еты-Пуровского нефтегазоконденсатного месторождения карбонатность в коллекторах пластов БП доходит до 6,5 %. В коллекторах ачимовских отложений (пласты БП_13-16) карбонатность достигает значений 14 %. Карбонатность в коллекторах пластов Ю₁^1-2 доходит до 11 %, пластов Ю₂ не превышает 13,4 %. Таким образом, терригенные породы-коллекторы, расположенные на территории Западной Сибири, в основном имеют полиминеральный цементирующий материал, включающий глины и карбонаты.

Также при вводе в разработку залежей, представленных низкопроницаемыми терригенными коллекторами с повышенной карбонатностью, имеется проблема загрязнения призабойной зоны бурящихся добывающих скважин в процессе первичного и вторичного вскрытий, цементирования обсадных колонн и т.д. В целях восстановления и улучшения проницаемости призабойной зоны, кислотное воздействие осуществляют уже на этапе освоения выводимых из бурения скважин, что незначительно увеличивает стоимость работ по проводке скважины.

Кислотный состав (КС), применяемый на этапах освоения, нужно подбирать с учетом таких параметров, как: фильтрационно-емкостные свойства коллектора; его минералогический состав; пластовая температура; причина снижения проницаемости призабойной зоны. В лаборатории «Повышение нефтеотдачи пластов» Горного университета был разработан кислотный состав, который можно применять в условиях высокотемпературных низкопроницаемых терригенных коллекторов с повышенной карбонатностью (5 % и более). Данный кислотный состав представляет собой смесь соляной, муравьиной кислот, бифторида аммония и функциональных добавок. Разработанная кислотная композиция обладает следующими преимуществами, в сравнении с традиционной глинокислотой (10 % HCl + 1,5 % HF):

1. Практически не дает осадков фторидов кальция (СaF₂v), что особенно важно в условиях рассматриваемых коллекторов.

2. Удерживает значительное количество трехвалентного железа в своем составе, предотвращая выпадение гидроокиси железа в поровом пространстве коллектора.

3. Медленно реагирует с породообразующими минералами при высоких температурах, что позволяет воздействовать на удаленные зоны пласта.

4. Обладает низким межфазным натяжением на границе «КС - керосин».

5. Обладает низкой коррозионной активностью при высоких температурах (95^оС).

6. Позволяет проводить обработку терригенных коллекторов с повышенной карбонатностью в одну стадию, без предварительной солянокислотной обработки.

Сравнение основных физико-химических параметров разработанного кислотного состава с традиционной глинокислотой представлено в таблице 1.

Таблица 1 - Сравнение физико-химических параметров разработанного кислотного состава с традиционной глинокислотой

Таким образом, разработанный КС по всем исследованным параметрам превосходит традиционную глинокислоту. При этом разработанный КС обладает меньшей средней скоростью реакции с карбонатом, растворяя его при этом в большей степени практически в 2 раза. Это говорит о том, что растворение карбоната разработанным кислотным составом идет равномернее и на протяжении 3-х часов, в то время как традиционная глинокислота нейтрализуется уже через 30 минут после начала эксперимента. Также стоит отметить, что разработанный кислотный состав реагирует медленнее с кварцевым стеклом и каолинитом, что будет способствовать снижению вероятности разуплотнения терригенного коллектора.

Следующим этапом исследований было проведение фильтрационных экспериментов на образцах естественных кернов с целью сравнения эффективности применения разработанного КС и традиционной глинокислоты.

Образцы керна представляли собой терригенную породу с повышенным содержанием карбонатов (более 5 %). Основными задачами исследований являлась оценка влияния фильтратов буровых растворов (ФБР) на фильтрационные характеристики образцов естественного керна при моделировании процессов первичного вскрытия продуктивных пластов в термобарических пластовых условиях, и способность кислотных составов восстанавливать и улучшать ФЕС коллекторов. В качестве фильтрата бурового раствора использовался водный раствор 3 %-го KCl c добавлением поверхностно-активного вещества для снижения его отрицательного влияния на ФЕС пород-коллекторов.

Фильтрационные исследования проводились на установке Autoflood-700 (Vinci technologies, Франция) в условиях продуктивного пласта одного из нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) Западной Сибири при моделировании процессов первичного вскрытия и кислотного освоения. Пластовыми условиями проведения лабораторных фильтрационных экспериментов являлись:

· репрессия при моделировании «динамического» режима (моделирование процесса проникновения ФБР в ПЗП при первичном вскрытии пласта) фильтрации ФБР - 2 МПа;

· репрессия при моделировании «статического» режима (моделирование процесса остановки бурения скважины и выполнения спускоподъемных операций) фильтрации ФБР - 1,5 МПа;

· пластовая температура - 77 °С;

· пластовое давление - 25,2 МПа.

· фазовая проницаемость по керосину - 2-5•10^-3 мкм²;

· вязкость керосина при пластовой температуре - 0,53 мПа•с.

Лабораторные фильтрационные эксперименты проводились согласно следующим этапам:

I. Моделирование естественных (исходных) фильтрационных свойств продуктивного пласта (закачка в керн керосина, определение исходной проницаемости керна по керосину).

Подготовленный образец естественного керна помещался в кернодержатель фильтрационной установки AutoFlood 700 (Vinci technologies), где создавались термобарические условия, максимально приближенные к пластовым исследуемого эксплуатационного объекта. После этого производилась фильтрация керосина через керн. При этом измерялась исходная фазовая проницаемость керна по керосину в режиме постоянного расхода (0,5 см³/мин) до стабилизации градиента давления при пластовой температуре исследуемого эксплуатационного объекта. Направление фильтрации при этом было «прямое».

II. Моделирование процесса проникновения ФБР в ПЗП при первичном вскрытии продуктивного пласта (закачка в керн ФБР).

В режиме постоянного перепада давления («динамическая» репрессия - 2 МПа и «статическая» репрессия - 1,5 МПа) производилась закачка ФБР в керн. Направление фильтрации при этом было «обратное». Продолжительность закачки составляла 4 часа при репрессии 2 МПа и столько же при репрессии 1,5 МПа, а также выдержка в статических условиях без репрессии в течение 8 часов.

III. Моделирование процесса работы добывающей скважины после операций по первичному вскрытию и освоению (закачка в керн керосина, определение коэффициента относительного изменения проницаемости образца керна по керосину после II-го этапа - оценка влияния ФБР на фильтрационные характеристики керна).

По истечении 16 часов (II этап) в режиме постоянного перепада давления (4 МПа) производилась фильтрация керосина в керн до стабилизации расхода (моделирование депрессии работающей добывающей скважины). После этого осуществлялся замер фазовой проницаемости керна по керосину в режиме постоянного расхода (0,5 см³/мин) до стабилизации градиента давления. Направление фильтрации при этом было «прямое».

IV. Моделирование процесса кислотного освоения скважины после первичного вскрытия пласта (закачка в керн КС).

В режиме постоянного расхода (0,5 см³/мин) производилась закачка в керн КС. Всего через образец керна прокачивалось 5 поровых объемов КС. Направление фильтрации при этом было «обратное».

V. Моделирование процесса работы добывающей скважины после операции по её кислотному освоению (закачка в керн керосина, определение коэффициента относительного изменения проницаемости образца керна по керосину после IV-го этапа - оценка влияния КС на фильтрационные характеристики керна).

В режиме постоянного перепада давления (4 МПа) производилась фильтрация керосина в керн до стабилизации расхода (моделирование депрессии работающей добывающей скважины). После этого осуществлялся замер фазовой проницаемости керна по керосину в режиме постоянного расхода (0,5 см³/мин) до стабилизации градиента давления. Направление фильтрации при этом было «прямое».

Направление закачки и фильтрации рабочих жидкостей в исследуемых образцах керна соответствовало реальному направлению движения пластового флюида (керосина) и закачиваемых технологических жидкостей (ФБР и КС) в добывающих скважинах: прямая фильтрация соответствовала процессу притока флюида из пласта в скважину и, в дальнейшем, процессу «освоения» скважины; обратная фильтрация моделировала процесс первичного вскрытия и кислотного освоения скважины.

Обработка результатов фильтрационных исследований заключалась в следующем:

· определялись градиенты давления при фильтрации керосина до и после закачки ФБР (и КС) в керн, на основе которых рассчитывались коэффициенты фазовых проницаемостей по керосину до и после закачки исследуемого состава в керн;

· выполнялся расчет коэффициента относительного изменения проницаемости керна после его обработки ФБР и КС:

где - коэффициент относительного изменения проницаемости, %; k₁ - проницаемость по керосину до процесса «первичного вскрытия» (или «кислотного освоения»), мкм²; k₂ - проницаемость по керосину после процесса «первичного вскрытия» (или «кислотного освоения»), мкм².

Положительное значение коэффициента относительного изменения проницаемости означает увеличение проницаемости образца керна относительно его исходного значения, а отрицательное - уменьшение проницаемости.

Данные об используемых в фильтрационных исследованиях образцах керна и технологических жидкостях сведены в таблицу 2. Полученные результаты фильтрационных экспериментов отображены в таблице 3. Процесс проведения лабораторных фильтрационных исследований разработанного кислотного состава и традиционной глинокислоты в условиях продуктивного пласта НГКМ Западной Сибири представлен на рисунках 2 и 3. Графики представлены в виде зависимостей изменения градиентов давления закачки керосина, ФБР и КС от количества их поровых профильтрованных объемов.

Таблица 2 - Параметры используемых в фильтрационных экспериментах образцах керна и технологических жидкостей

Таблица 3 - Результаты фильтрационных исследований при моделировании процесса кислотного освоения добывающей скважины после первичного вскрытия с использованием разработанного кислотного состава и традиционной глинокислоты

Рис. 2 - Зависимость градиентов давления закачки керосина, ФБР и разработанного КС от количества профильтрованных их поровых объемов

Рис. 3 - Зависимость градиентов давления закачки керосина, ФБР и традиционной глинокислоты от количества профильтрованных их поровых объемов

Анализ результатов проведенных фильтрационных исследований показал следующее:

1. При моделировании процесса первичного вскрытия продуктивного пласта путем закачки в керн ФБР (водного раствора 3 % KCl с ПАВ) происходит снижение значений исходной фазовой проницаемости по керосину на 19 и 33 %, соответственно двум экспериментам.

2. При моделировании процесса кислотного освоения скважины после первичного вскрытия пласта путем закачки в керн разработанного КС и традиционной глинокислоты получены следующие результаты:

· разработанный КС обеспечивает не только восстановление исходной фазовой проницаемости керна по керосину, но и приводит к ее росту на 288 %, т.е. способствует улучшению фильтрационной характеристики породы-коллектора примерно в 3 раза;

· традиционная глинокислота не обеспечивает даже полного восстановления исходной фазовой проницаемости керна по керосину в сравнении с разработанным КС, способствуя улучшению фильтрационной характеристики породы-коллектора, подвергнутой воздействию ФБР, лишь на 11 %.

Выводы

кислотный терригенный коллектор скважина

1. Для повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин после первичного вскрытия продуктивного пласта рекомендуется проводить кислотное освоение с использованием разработанной композиции, представляющей собой смесь соляной, муравьиной кислот, бифторида аммония и функциональных добавок. Данный состав предназначен для кислотного освоения нефтяных скважин, вскрывших высокотемпературные (до 95 ^оС) низкопроницаемые терригенные коллекторы с повышенной карбонатностью.

2. Разработанный КС обладает низким межфазным натяжением на границе с керосином и низкой скоростью коррозии. Также данный состав обладает низкими скоростями взаимодействия с минералами коллектора (карбонатом и кварцем) и высокой осадкоудерживающей способностью (по отношению к фторидам кальция и гидроокиси железа), что способствует глубокой обработке удаленных участков ПЗП и снижает вероятность образования большеобъемных вторичных осадков.

3. Разработанный КС способствует восстановлению и значительному повышению (примерно в 3 раза) проницаемости терригенной породы-коллектора по керосину после воздействия на нее фильтратом бурового раствора. В то же время традиционный глинокислотный раствор не обеспечивает даже восстановления исходной проницаемости керна по керосину.

Литература

1. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Кувшинов И.В. Физико-химические технологии с применением гелей, золей и композиций ПАВ для увеличения нефтеотдачи месторождений на поздней стадии разработки. - Режим доступа: https://geors.ru/media/pdf/04_Altunina_n_s.pdf.

2. Гайворонский И.Н. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование / И.Н. Гайворонский, Г.Н. Леоненко, В.С. Замахаев. - М.: ЗАО «Геоинформмарк», 2000, 364 с.

3. Гаврилов В.П. Состояние ресурсной базы нефтедобычи в России и перспективы ее наращивания / В. П. Гаврилов, Е.Б. Грунис. // Геология нефти и газа, 2012, №5. - Режим доступа: http://www.gubkin.ru/faculty/geology_and_geophysics/chairs_and_departments/geology/Resourse%20base%20conditions.pdf/.

4. Злобина О.Н. Строение, состав и обстановки формирования юрских отложений приуральской части Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью региона: диссертация … кандидата геолого-минералогических наук: 00.06 / Злобина Ольга Николаевна. - Новосибирск, 2009. - 300 с.

5. Клубков С. Стимулирование разработки ТРИЗ поможет поддержать уровень добычи нефти в России // Oil & Gas Journal Russia. Спецвыпуск: Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы, 2015, № 6-7, с. 6-11.

6. Подопригора Д.Г. Лабораторные исследования изменения фильтрационно-емкостных свойств полимиктовых песчаников при их вскрытии с использованием полимерного бурового раствора / Д.Г. Подопригора, А.В. Петухов, О.Б. Сюзев // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2015, Т. 10. - Режим доступа: http://ngtp.ru/rub/12/10_2015.pdf.

7. Презентация А.В. Новака «Итоги работы Минэнерго России и основные результаты функционирования ТЭК в 2014 году. Задачи на среднесрочную перспективу». - Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/node/92/.

8. Перспективная неоднородность //Сибирская нефть. Приложение «Технологии», 2013, № 100. - Режим доступа: http://old.gazpromneft.dzeta.3ebra.com/sibneft-online/arhive/2013-april-projects/1094495/.

9. Презентация Ю.А. Кузьмина «Критерии идентификации и характеристика залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти». - Режим доступа: http://www.petroleum.ru/_src/Listeners.Item/31_material/1916837563/kuzmin.pdf.

10. Рощин П.В. Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами: диссертация … кандидата технических наук: 25.00.17 / Рощин Павел Валерьевич. - Санкт-Петербург, 2014. - 112 с.

11. Резерв добычи //Сибирская нефть. Приложение «Технологии», 2013, № 100. - Режим доступа: http://gazpromneft.dzeta.3ebra.com/sibneft-online/arhive/2013-april-projects/1094492/?sphrase_id=104567/.

12. Сланцевая нефть: российская альтернатива //Сибирская нефть. Приложение «Технологии», 2013, № 100. - Режим доступа: http://old.gazpromneft.dzeta.3ebra.com/sibneft-online/arhive/2013-april-projects/1094493/?sphrase_id=53/.

13. Сложности построения //Сибирская нефть. Приложение «Технологии», 2013, № 100. - Режим доступа: http://gazpromneft.dzeta.3ebra.com/sibneft-online/arhive/2013-april-projects/1094494/?sphrase_id=104613/.

14. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969, 368 с.

15. Цыганков В.А. Разработка кислотных составов для низкопроницаемых терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов: диссертация … кандидата технических наук: 02.00.11 / Цыганков Вадим Андреевич. - Москва, 2011. - 162 с.

16. Якуцени В.П. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе / В.П. Якуцени, Ю.Э. Петрова, А.А. Суханов // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2007, Т. 2, 329 с.

17. McLeod H.O., Coulter A.W. The Use of Alcohol in Gas Well Stimulation // paper SPE 1663, presented at the SPE Eastern Regional Meeting, Columbus, Ohio, USA. - 1966.

Размещено на Allbest.ru