Применение рентгеновской компьютерной томографии керна для оценки эффективности изоляционных технологий с применением гелеобразующих составов

Размещено на http://www.allbest.ru

ПРИМЕНЕНИЕ РЕНТГЕНОВСКОЙ КОМПЬЮТЕРНОЙ ТОМОГРАФИИ КЕРНА ДЛЯ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ СОСТАВОВ

Литвин В.Т.,

Хромых Л.Н.,

Фарманзаде А.Р.,

Орлов М.С.,

Рогожинский Р.А.,

Карпунин Н.А.

Аннотация

В настоящее время в мире неуклонно продолжается уменьшение запасов легких нефтей с невысокой плотностью и вязкостью, и увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов углеводородов (сланцевая нефть и газ, высоковязкие нефти, природные битумы и т.д.), одновременно с этим существует тенденция к повышению требований при оценке достоверности информации, полученной в результате лабораторных испытаний по изучению кернового материала и тестирования различных технологий. Все большую популярность среди специалистов нефтегазовой отрасли приобретают исследования, в которых применяется рентгеновская компьютерная томография кернового материала. В данной статье рассмотрено одно из исследований по изучению проникновения гелеобразующего состава в керн, проведенное в условиях, близких к пластовым. рентгеновский томография гелеобразующий керн

Ключевые слова: томография керна, инновационные технологии, трехмерное моделирование, фильтрационные испытания, пористая среда

Abstract

There is steady decreasing of light oil reserves with low density and viscosity at the present time. The reserves of unconventional hydrocarbons (shale oil and gas, heavy oils, natural bitumen etc.) are stable increasing. At the same time there is a tendency of uptrend requirements when assessing the reliability of information obtained as a result of laboratory studies of core material and testing different technologies. X-ray computed tomography of core material at the different researches becoming increasingly popular among the oil and gas industry. This paper discusses one of the studies on the penetration of the gel-forming composition in the core sample, carried out in conditions close to the reservoir.

Key words: core sample tomography, innovation technologies, three-dimensional modeling, filtration studies, porous medium.

На сегодняшний день многие месторождения углеводородов в России и мире находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью добываемой продукции, низкими дебитами добывающих скважин, прорывами воды от нагнетательных скважин к добывающим и т.д.[1,2,4,5,9,10]. Кроме того, даже на ранних этапах разработки нефтяных и газовых месторождений могут происходить прорывы воды вследствие неоднородности пластов-коллекторов, а также их высокой трещиноватости [7]. Дополнительным осложняющим фактором может являться повышенная или высокая вязкость нефти, вследствие чего, даже на начальной стадии разработки таких месторождений, продукция скважин может быть сильно обводненной [4,5,10]. Помимо указанных факторов необходимо учитывать то, что многие месторождения легкой нефти представлены плотными слабопроницаемыми или осложненными коллекторами, для которых требуются специальные обработки пластов-коллекторов [6, 11].

В современной практике лабораторных исследований эффективности водоизоляционных технологий на основе гелеобразующих составов специалисты руководствуются, по большей части, данными реологических испытаний, фильтрационных исследований на специальном оборудовании позволяющем провести оценку повреждения пласта (например, установка FDES 645 компании Coretest Systems) [7,10]. В ходе испытаний на таких установках оценивается степень увеличения фильтрационного сопротивления при закачке гелей, проявляющаяся в увеличении градиента давления при прокачке воды. При этом визуально наблюдать распределение самого геля и других веществ в таких кернах невозможно. Однако, высокий интерес представляет именно распределение вещества в открытом поровом пространстве образца породы-коллектора. Для визуализации результатов испытания гелеобразующих составов и их распределения в поровом пространстве образцов породы возможно применение компьютерной рентгеновской томографии, сведения о которой представлены в ряде работ [3, 12 - 28].

Прежде чем говорить о возможностях такого исследования в данной статье, необходимо описать ход проведения эксперимента. В качестве образца для проведения фильтрационного исследования был выбран карбонатный керн с высокой абсолютной проницаемостью (560 мД). Предварительно керн был проэкстрагирован, высушен, затем была создана остаточная водо- и нефтенасыщенность по методикам, описанным в работах [8,10]. Достаточно хорошее описание методик подготовки исследуемых материалов также представлено в диссертационной работе «Обоснование технологии повышения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах с применением гелеобразующего состава на основе силиката натрия» автора Никитина М. Н.

Гелеобразующие композиции были приготовлены с применением нескольких видов рентгеноконтрастных веществ: соли йодида калия и урографина. Наибольшую эффективность показал йодид калия в концентрации 10% масс. На рисунке представлен разрез трехмерной модели образца горной породы-коллектора, полученный на компьютерном рентгеновском томографе SkyScan 1173. Цветом показаны модель порового пространства (светло-серый), скелета породы (серый), гелеобразующего состава (красный). Известен ряд патентов, который близок по исполнению к представленной технологии [27,28].

Рис. 1 - Изображение трехмерных моделей, показывающих распределение веществ в пространстве (поровое пространство светлого серого цвета, скелет породы (серый), гелеобразующий состав (красный)

Рис. 2 - Изображения трехмерных моделей, показывающих распределение веществ в пространстве (поровое пространство светлого серого цвета, скелет породы (серый), гелеобразующий состав (красный)

Рис. 3 - Изображения трехмерных моделей, показывающих распределение веществ в пространстве (гелеобразующий состав - красный, поровое пространство светло-серого цвета, форма - желтый)

На представленных рисунках хорошо заметно насколько глубоко гелеобразующий состав проник в керн и какой толщины экран возможно создать при применении данной технологии проведения работ. Данная информация, несомненно, будет интересна специалистам компаний, занимающимся созданием технологий изоляции водопритока в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных.

Выводы:

Технология применения рентгеновской компьютерной томографии позволяет получать высококачественные данные по открытому и закрытому поровому пространству, а также модели пространственного распределения пористой среды в общей структуре образца горной породы.

Применение рентгеноконтрастных веществ дает возможность изучения пространственного распределения различных веществ и построения трехмерных моделей.

Возможности рентгеновской томографии позволяют оценить степень проникновения гелеобразующих составов в образцы горных пород, изучить их форму в поровом пространстве.

Литература

1. Ананьев В. В., Смелков В. М., Кальчева А. В. Проблемы оптимизации системы разработки залежей нефти при опережающем обводнении скважин //Георесурсы. - 2009. - №. 3. - С. 14-17.

2. Владимиров И.В., Пичугин О.Н. Исследование выработки запасов высоковязкой нефти из послойно неоднородного по проницаемости коллектора с применением полимерного заводнения и теплового воздействия // Нефтепромысловое дело. - 1965. - с. 31.

3. Жерлыгин А. и др. Применение трехмерной рентгеновской компьютерной томографии для обоснования технологии разработки месторождений высоковязкой нефти Cамарской области //Материалы III Всероссийской научной конференции «Практическая микротомография». - Санкт-Петербургский Государственный Университет; Институт наук о Земле; РЦ «Геомодель», 2014. - Т. 1. - №. 1. - с. 59 - 62.

4. Котенёв М. Ю. Обоснование технологий и регулирование воздействия на различные категории трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. - 2010. - Т. 2010. - №. 2.

5. Ленченкова Л. Е. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти физикохимическими методами: дис. докт. техн. наук. - Уфа: УГНТУ, 2002. - 371 с.

6. Литвин В.Т., Рощин П.В., Фарманзаде А.Р. Подбор основы кислотного состава и специальных добавок для обработки призабойной зоны пласта Баженовской свиты. Международный научно-исследовательский журнал. 2015. № 3-4 (34). с. 68-72.

7. Никитин М.Н., Петухов А.В. Повышение эффективности извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти в сложных коллекторах путем использования гелеобразующего состава на основе силиката натрия. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6. № 1. с. 11.

8. Никитин М.Н., Петухов А.В., Гладков П.Д., Тананыхин Д.С., Шангараева Л.А. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины. Патент на изобретение RUS 2456439 11.01.2011.

9. Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений. - Ростов н/Д: Феникс, 2015. - 318 с.

10. Рощин П.В. Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами: дис. канд. техн. наук. - СПб., 2014. - 112 с.

11. Титов В.Е., Рощин П.В. Разработка и применение технологии комплексного воздействия на призабойную зону скважин. Нефть. Газ. Новации. 2011. № 3 (146). с. 67-68.

12. Andrew M., Bijeljic B., Blunt M. J. New frontiers in experimental geoscience: X-ray microcomputed tomography and fluid flow //Microsc. - 2014. - Т. 130. - с. 4-7.

13. Berg S. et al. Multiphase flow in porous rock imaged under dynamic flow conditions with fast X-ray computed microtomography //Petrophysics. - 2014. - Т. 55. - №. - с. 304-312.

14. Berg S. et al. Visualization of ASP Coreflood Experiments Using X-ray CT Imaging //IOR 2015-18th European Symposium on Improved Oil Recovery. - 2015.

15. Coles M. E., Muegge E. L. Method for evaluating core samples from x-ray energy attenuation measurements: пат. 5164590США. - 1992.

16. Galkin S. V. et al. X-ray tomography in petrophysical studies of core samples from oil and gas fields //Russian Geology and Geophysics. - 2015. - Т. 56. - №. - с. 782-792.

17. He W., Ai K., Lu L. Nanoparticulate X-ray CT contrast agents //Science China Chemistry. - 2015. - Т. 58. - №. - с. 753-760.

18. Hebert V. et al. Multi-scale X-ray tomography analysis of carbonate porosity //Geological Society, London, Special Publications. - 2015. - Т. 406. - №. - с. 61-79.

19. Iglauer S. et al. In-situ Residual Oil Saturation And Cluster Size Distribution In Sandstones After Surfactant Flooding Imaged With X-ray Micro-computed Tomography //International Petroleum Technology Conference. - International Petroleum Technology Conference, 2014.

20. Li X. et al. Contrast agents for preclinical targeted X-ray imaging //Advanced drug delivery reviews. - 2014. - Т. 76. - С. 116-133.

21. Liu L. et al. Characteristics of Gas-Viscous Oil Flows in a 0.1 m Diameter Pipeline Measured by an X-Ray CT System //9th North American Conference on Multiphase Technology. - BHR Group, 2014.

22. Matsuura T. et al. Modelling of ASP Flooding Using X-ray CT Core Flooding Experiments //IOR 2015-18th European Symposium on Improved Oil Recovery. - 2015.

23. Roshchin P.V., Rogachev M.K., Vasques Cardenas L.K., Kuzmin M.I., Litvin V.T., Zinoviev A.M. The research of core sample of Pecherskoe bitumen formation by SkyScan 1174v2 micro-ct scanner. Meћdunarodnyj nauиno-issledovatel'skij ћurnal (International Research Journal). 8-2 (15). pp. 45 - 48.

24. Solano N. A. Characterization of cm-Scale Heterogeneities in a Tight Oil Reservoir Using X-ray Computed Tomography, Profile Permeability Measurements and 3-D Image Analysis. - Unconventional Resources Technology Conference (URTEC), 2014.

25. Wang J. Q. et al. Permeability of laboratory-formed porous media containing methane hydrate: Observations using X-ray computed tomography and simulations with pore network models //Fuel. - 2015. - Т. 145. - с. 170-179.

26. Zacher G. et al. Quantitative Investigation of Microstructures within Porous Rocks by Using Very High Resolution X-ray Micro-CT Imaging //EAGE/FESM Joint Regional Conference Petrophysics Meets Geoscience. - 2014.

27. Пат. 2467315 Российская Федерация, МПК G 01 N 23/083, C1. Способ определения пространственного распределения и концентрации глины в образце керна / Михайлов Д.Н., Надеев А.Н., Шако В.В., Рыжиков Н.И.; заявитель и патентообладатель «Шлюмберже Текнолоджи Б.В.». - № 2014102807/28, заявл. 28.01.2014; опубл. 20.04.2015.

28. Пат. 2548605 Российская Федерация, МПК G 01 N 23/083, C1. Способ определения пространственного распределения в керновом материале эффективного порового пространства / Рощин П.В., Петраков Д.Г., Стручков И.А., Литвин В.Т., Васкес Карденас Л.К.; заявитель и патентообладатель «Национальный минерально-сырьевой университет “Горный”. - № 2014102807/28, заявл. 28.01.2014; опубл. 20.04.2015.

Размещено на Allbest.ru