Экспериментальная оценка фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта при воздействии технологическими жидкостями

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ОЦЕНКА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ЖИДКОСТЯМИ

А.Ф. Соколов, С.Г. Рассохин, В.М. Троицкий, А.В. Мизин,

В.П. Ваньков, А.Е. Алеманов, ОМ. Монахова (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»),

В.И. Днистрянский, А.В. Сумароков

В процессе сооружения скважины наиболее существенные изменения фильтрационно-емкостных свойств пласта (ФЕС) происходят в призабойной зоне скважины. Ухудшение ФЕС на начальной стадии ее эксплуатации оказывает влияние не только на производительность, но и на темпы разработки месторождения и конечный коэффициент нефтегазоизвлечения. ФЕС ухудшаются вследствие засорения пласта различными веществами во время первичного вскрытия, цементирования колонны, вторичного вскрытия перфорацией и при различных ремонтах скважины. С этой целью необходимо проводить работы по интенсификации притока углеводородов к скважинам.

Актуальность исследований обусловлена разработкой методов воздействия на пласт и технологий, основанных на применении новейших научно-исследовательских разработок и оборудования, позволяющих взаимно увязывать между собой свойства проницаемых пластов и технологических жидкостей.

Целью работы является физическое моделирование воздействия обрабатывающего кислотного раствора на породу пласта-коллектора, загрязненную фильтратом бурового раствора, и визуализация процессов растворения породы пласта с применением компьютерного томографа.

Основные задачи исследований:

1. Модифицировать установку двухфазной фильтрации, дополнив ее схемой изменения направления течения флюида, моделирующей приток углеводородов в скважину.

2. Спроектировать и изготовить узлы к кернодержателю хассле-ровского типа из композитного материала для системы омывания

торца керна с последующим применением его в компьютерной томографии.

3. Разработать методику проведения экспериментальных исследований, включающую изучение:

• влияния проникновения фильтрата бурового раствора в модель пласта на ее фильтрационные характеристики;

• воздействия обрабатывающего кислотного раствора на модель пласта, загрязненную фильтратом бурового раствора, с оценкой фильтрационно-емкостных свойств;

• результатов сканирования испытуемого образца в радиальной и продольной плоскостях с помощью компьютерного томографа в процессе фильтрации бурового раствора и при исследовании эффективности поочередной закачки в пласт водного раствора полимера, используемого в качестве отклоняющей системы и обрабатывающего кислотного раствора.

4. Провести экспериментальные исследования на лабораторных моделях.

5. Выполнить анализ полученных экспериментальных данных.

Объектом исследования выбран образец породы, представляющий собой известняк массивный, однородный, органогенный, без ясно выраженной слоистости с содержанием кальцита 90,2 %, доломита 7,4 % (2,4 % - нерастворимый остаток), объемной и минералогической плотностями 2,36 и 2,68 г/см3 соответственно. Основные данные о модели пласта представлены в табл. 1.

Таблица 1

Основные данные о модели пласта

Параметры модели Значение

Длина £, см 29,90

Диаметр, см 2,95

Масса образца, г 14,2027

Площадь поперечного сечения Г, см2 6,83

Пористость т, % 12,05

Объем пор 1/поп, см3 2,47

Проницаемость к, мД 1,652

При исследовании изменения ФЕС модели пласта при нагнетании бурового раствора использовали натурный буровой раствор

полимер-коллоидного типа с параметрами: плотность - 1,17 г/см3, условная вязкость - 38,00 с, пластическая вязкость - 24,00 мПас, общая минерализация - 169,35 г/дм3.

В качестве пластового газа использовали модель газа сепарации: плотность - 0,8 кг/м3, вязкость - 0,011 мПас. Компонентный состав газа сепарации: СН4 (84,23 % мольн.), С2Н6 (5,66), С3Н8 (3,59), С4Н10 (0,72), С5Н12 (0,27), С6Н14 (0,16), С7+ (0,43), СО2 (0,94), N2 (4,43).

Обрабатывающий кислотный раствор приготовлен из соляной кислоты согласно ГОСТ 3118-77 (х.ч., концентрация 35-38 %) с массовой долей HCl 15 %, с добавкой поверхностно-активного вещества и стабилизатора ионов железа.

Термобарические условия при проведении исследований: температура - 25 °С, пластовое давление - 13,0 МПа, горное давление - 23,0 МПа.

Экспериментальные исследования по улучшению ФЕС пород посредством закачки бурового раствора и жидкости интенсификации выполнялись на установке двухфазной фильтрации (Temco) и компьютерном томографе Philips Tomoscan 60/TX. Основными измеряемыми параметрами на установке являются перепад давления, фазовая проницаемость. К контролируемым параметрам относятся объемная подача насосов, пластовое и обжимное (горное) давление.

На рис. 1 представлена функциональная блок-схема экспериментальной установки двухфазной фильтрации и томографического комплекса.

В табл. 2 приведены основные технические параметры установки двухфазной фильтрации.

Для карбонатных коллекторов наиболее распространенным способом обработки призабойной зоны пласта с целью интенсификации притока углеводородов являются кислотные обработки, относящиеся к химическим методам воздействия на пласт. Кислотные растворы при контактировании с карбонатной породой в призабойной зоне пласта быстро вступают в реакцию и полностью нейтрализуются.

Рис. 1. Функциональная блок-схема экспериментальной установки

Таблица 2

Технологические параметры установки двухфазной фильтрации

Параметр Установка двухфазной фильтрации

Пластовое давление, МПа До 70

Горное (обжимное) давление, МПа До 70

Рабочая температура, оС До 150

Скорость флюидов в керне, м/сут 0,10-255

Диапазон задаваемых расходов при фильтрации, см3/мин 0,00001- 25

Точность поддержания расхода насосами, % от установленного значения ±0,3

Длина керна, м До 1

Диаметр керна, м 0,03

Наибольшее практическое применение на месторождениях для повышения производительности скважин в карбонатных коллекторах нашли соляная кислота и ее смеси с органическими кислотами, нейтральными жидкостями и газами. Основными химическими реакциями при воздействии соляной кислоты на карбонатные породы являются:

СаСО3 + 2НС1 = СаС12 + Н2О + СО2 ,

СаМе(СО3)2 + 4НС1 = СаС12 + МеС12 + 2Н2О + 2СО2 .

Продукты реакции карбонатной породы и соляной кислоты (хлористый кальций и хлористый магний) вследствие их высокой растворимости в воде не выпадают в осадок из раствора прореаги-рованной кислоты.

Железистые соединения угольной кислоты (сидерит), входящие в состав карбонатных коллекторов, взаимодействуют с соляной кислотой по схеме:

БеСОз + 2НС1 = БеС12 + Н2О + СО2.

Хлористое железо гидролизуется и выпадает из раствора в виде аморфного осадка гидрозакиси железа при рН = 6,5^7,5 по схеме:

БеС12 + 2Н2О = Бе(ОН)2 + 2НС1.

В качестве добавки к соляной кислоте для замедления скорости ее реакции и как стабилизатор кислотных растворов может быть использована уксусная кислота, предупреждающая выпадение в поро-вом пространстве пласта объемного осадка гидрата окиси железа.

С уксусной кислотой сидерит взаимодействует, не образуя осадка, по реакциям:

БеСО3 + 2СН3СООН = Бе(СН3СОО)2 + Н2О + СО2.

С карбонатами уксусная кислота образует хорошо растворимые в воде соединения по реакциям:

СаСО3 + 2СН3СООН = Са(СН3СОО)2 + Н2О + СО2 ,

МеСО3 + 2СН3СООН = Ме(СН3СОО)2 + Н2О + СО2.

При взаимодействии соляной кислоты на сульфатизированные карбонатные породы происходит растворение одновременно СаСО3 и Са8О4. Скорость растворения и растворимость карбоната кальция во много раз превосходит растворимость сульфата кальция. Соляная кислота реагирует с сульфатами кальция согласно уравнению:

Са8О4 + 2НС1 = СаС12 + Н28О4 .

По мере нейтрализации соляной кислоты сульфатами из-за малой растворимости последних при температурах до 66 °С из раствора выпадает двуводный сульфат кальция (гипс):

СаС12 + Н28О4 + 2Н2О = Са8О4-2Н2О + 2НС1.

При более высоких температурах образуется безводный сульфат кальция. Объем выпавшего двуводного сульфата кальция (гипса) в два раза превышает объем первично растворенного сульфата кальция. Выпавшие в осадок игольчатого типа кристаллы безводного сульфата кальция могут перекрывать поровые каналы пласта, тем самым приводить к неэффективным соляно-кислотным обработкам. Соединения сульфата кальция с растворами уксусной кислоты не реагируют, поэтому данная кислота предпочтительна для обработки сульфатосодержащих пород.

Всего было выполнено две серии экспериментов.

В первой серии экспериментов исследовалось проникновение фильтрата бурового раствора в модель пласта и влияние его на фильтрационные характеристики.

Для отбора образцов породы без каверн и трещин для исследования был выбран томографический скрининг-контроль кернового материала, используемый в современных специальных петрофи-зических исследованиях. Проведены предварительные сканирования образцов с целью неразрушающей визуализации внутреннего строения пористой среды горной породы, определения усредненных значений томографических чисел, проверки образцов на наличие внутренних полостей и трещин.

На рис. 2, 3 показаны томограммы (продольная и поперечные) исследуемого образца, сделанные до проведения эксперимента в атмосферных условиях.

По результатам проведенного предварительного сканирования в продольном и поперечных сечениях таких нарушений поровой среды, как трещины, каверны, регулярные неоднородные структуры, не выявлено.

Модель пласта (остаточная водонасыщенность в образце породы не создавалась) насыщалась модельным пластовым газом при пластовом давлении 13,0 МПа и обжимном (горном) давлении 23,0 МПа. Начальная абсолютная проницаемость модели пласта для модельного пластового газа в пластовых условиях составила 1,652 мД в направлении, моделирующем приток углеводородов в скважину.

Рис. 2. Томограмма центрального продольного сечения образца до эксперимента

А

т

Рис. 3. Сборные томограммы последовательных поперечных сечений образца до эксперимента

В насыщенный пластовым газом испытуемый образец с постоянной репрессией 2,9 МПа закачивался буровой раствор в количестве трех поровых объемах образца.

Режим фильтрации бурового раствора вели с поддержанием постоянного давления на входе в испытуемый образец 15,9 МПа, со средней скоростью закачки 0,024 см3/мин. На выходе из испытуемого образца давление поддерживалось модельным пластовым газом на уровне 13,0 МПа.

Средняя линейная скорость проникновения фильтрата бурового раствора составила 2,910-2 см/мин (0,42 м/сут). В течение суток фильтрат бурового раствора выдерживали в испытуемом образце

при пластовых условиях, тем самым моделировали реальные условия бурения скважины, поскольку восстановление притока углеводородов в скважину осуществляется с течением определенного времени после вскрытия пласта. Таким образом, в эксперименте было предусмотрено возможное взаимодействие фильтрата бурового раствора с породой и насыщающим ее модельным пластовым газом.

В результате фильтрации бурового раствора происходит его разделение на дисперсную фазу и дисперсионную среду. Дисперсная фаза бурового раствора образует на стенке скважины фильтрационную корку и в пласте зону кольматации. Дисперсионная среда проникает в пласт, образуя зону проникновения фильтрата бурового раствора. При пластовом давлении 13,0 МПа с постоянной скоростью фильтрации модельного пластового газа дпг = 1,0 см3/мин в направлении, моделирующем приток углеводородов в скважину, определили перепад давления, при котором происходит прорыв (разрушение) фильтрационной корки (рис. 4).

Механическим путем с торца образца была удалена фильтрационная корка толщиной 0,28 мм (рис. 5). Поверхность образца не полностью покрыта коркой, что подтверждает факт ее прорыва в процессе фильтрации модельного пластового газа.

Фазовая проницаемость испытуемого образца в направлении, моделирующем приток углеводородов в скважину, составила 0,08 мД.

Таким образом, при внедрении фильтрата бурового раствора в испытуемый образец степень снижения проницаемости составила 20,7. Ухудшение фильтрационных свойств пласта под воздействием фильтрата бурового раствора связано, во-первых, с уменьшением фазовой проницаемости и, во-вторых, с проявлением поверхностных взаимодействий между породой и фильтратом.

После закачки трех объемов пор бурового раствора визуальное сравнение с начальным «сухим» сканированием не показало разности в состояниях объекта исследования до и после внедрения бурового раствора, что, по-видимому, связано с незначительной проницаемостью образцов и крайне малым в среднем размером пор (меньшим, чем разрешающая способность томографического комплекса), серьезно затрудняя оценку насыщенности образца по длине фильтрующимся флюидом.

Перепад давления, МПа

Время закачки пластового газа, мин

Рис. 4. Динамика перепада давления на образце при вытеснении фильтрата бурового раствора пластовым газом

Рис. 5. Фильтрационная корка на торце образца породы

Во второй серии экспериментов исследовалось воздействие обрабатывающего кислотного раствора с массовой долей НС1 15 % на фильтрационные характеристики испытуемого образца, загрязненного фильтратом бурового раствора.

Закачку обрабатывающего кислотного раствора после удаления фильтрационной корки производили в четыре этапа порциями по 0,5 объемов пор с объемной подачей на уровне 0,25 см3/мин.

Динамика входного давления на образце при закачке четырех порций обрабатывающего кислотного раствора представлена на рис. 6-9.

Фазовая проницаемость для модельного пластового газа, измеренная после закачки второй порции обрабатывающего кислотного раствора, снизилась с 0,08 до 0,06 мД, а после третьей увеличилась с 0,06 до 0,12 мД.

Проведенные томографические исследования после каждого этапа закачки обрабатывающего кислотного раствора показали, что в первом срезе наблюдается некоторое уменьшение плотности в центре среза, что может говорить о процессе вымывания кислотой входного торца образца. На остальных срезах изменений в состоянии образца не отмечено.

Измерение фазовой проницаемости для пластового газа по окончании закачки кислотного раствора не проводилось из-за высокой проницаемости образца (по фильтрационному каналу).

На рис. 10 показаны сборные оригиналы томограмм по

поперечным сечениям образца. На первом срезе, контактирующем с входным фланцем модели, заметно существенное потемнение -уменьшение плотности материала. На втором срезе (+5 мм), как и на последующих - заметный узкий сквозной канал овального или близкого к круглому сечения, проходящий от левого края образца ближе к центру, неправильной формы и раскрытостью около 1,5-4 мм.

Время, мин

Рис. 6. Репрессия на модель пласта при закачке 1-й порции обрабатывающего кислотного раствора (/.обр = 0,03 м, Рпл = 13,0 МПа, Ргор = 23,0 МПа, = 25 оС, qокр = 0,25 см3/мин). Накопленный объем закачки - 0,5 объема пор

Время, мин

Рис. 7. Репрессия на модель пласта при закачке 2-й порции обрабатывающего кислотного раствора (£обр = 0,03 м, Рпл = 13,0 МПа, Ргор = 23,0 МПа, = 25 оС, qокр = 0,25 см3/мин). Накопленный объем закачки - 1,0 объема пор

Время, мин

Рис. 8. Репрессия на модель пласта при закачке 3-й порции обрабатывающего кислотного раствора (/.обр = 0,03 м, Рпл = 13,0 МПа, Ргор = 23,0 МПа, = 25 оС, qокр = 0,25 см3/мин). Накопленный объем закачки - 1,5 объема пор

Закачка четвертой порции обрабатывающего кислотного раствора привела к прорыву кислотного обрабатывающего раствора через образец породы. Индикатором этого процесса явилось обвальное падение входного давления (рис. 9).

14,2

14,0

13,8

и 13,

я

і

и

с;

13

13

13,0

12,8

* Входное давление (после закачки) — — Пластовое давление

10 15

Время, мин

20

25

Рис. 9. Репрессия на модель пласта при закачке 4-й порции обрабатывающего кислотного раствора (/.обр = 0,03 м, Рпл = 13,0 МПа, Ргор = 23,0 МПа, = 25 оС, qокр = 1,0 см3/мин). Накопленный объем закачки - 2,0 объема пор

Профиль канала в образце виден на рис. 11, где на продольной томограмме вдоль центрального сечения заметны неровности в размерах и расположении. Сканирование образца в продольном сечении показало, что после воздействия обрабатывающим кислотным раствором на образец сформировался один сквозной фильтрационный канал. Раскрытость канала - около 1,5-4 мм, непрямолинейный, линейное расстояние между точками входа и выхода в плоскости проекции основания модели составляет около 4 мм. Входное отверстие канала крайне близко к боковой поверхности образца.

В результате воздействия на образец породы обрабатывающим кислотным раствором произошло увеличение пористости на 2,77 %, соответственно, объем пор увеличился на 0,54 см3. Потеря массы составила 2,8 % от исходной массы образца породы.

Анализ результатов выполненных исследований при моделировании воздействия обрабатывающего кислотного раствора на породу пласта-коллектора, загрязненную фильтратом бурового раствора, позволяет сделать следующие выводы.

1. На современном оборудовании, включающем систему двухфазной фильтрации (Temco), компьютеризированный томограф Philips Tomoscan 60/TX, с максимальным приближением к пластовым условиям проведены исследования по влиянию буровых растворов и жидкостей интенсификации на фильтрационноемкостные свойства кернового материала карбонатных пород.

2. Программа экспериментальных исследований включала: физическое моделирование пластовых процессов, оценку фильтрационных характеристик пласта, а также компьютерную томографию строения пустотного пространства образцов породы (использовали представительные образцы породы без структурных нарушений) и визуализацию изменений в структуре порового пространства в процессе воздействия технологических жидкостей.

3. При внедрении фильтрата бурового раствора полимерноколлоидного типа в образец породы после закачки трех объемов пор этого раствора произошло снижение фазовой проницаемости для модельного пластового газа в 20,7 раз по отношению к первоначальной.

Рис. 10. Сборные томограммы для 10 срезов последовательных поперечных сечений образца после закачки 4-й порции обрабатывающего кислотного раствора (съемка проведена через 3 мм по длине срезом с шириной коллимированного пучка излучения 5 мм). Накопленный объем закачки - 2,0 объема пор

Рис. 11. Томограмма продольного среза по диаметру образца после закачки 4-й порции 0,5 поровых объемов кислотного раствора

4. В результате воздействия на образец породы обрабатывающим кислотным раствором сформировался фильтрационный канал. Пористость и объем пор образца увеличились на 2,77 и 11,0 %, соответственно. Потеря массы составила 2,8 % от исходной массы образца породы.

5. Томографические исследования, выполненные с целью контроля строения пустотного пространства образцов породы (трещиноватости, каверн) и визуализации изменений в структуре порово-го пространства в процессе воздействия технологических жидкостей в ходе двух серий экспериментов, выявили следующее:

• общую однородность образцов, отсутствие трещин, каверн, видимых крупных нарушений; при этом в образцах заметны более плотные включения, литологический состав которых требует дополнительного исследования;

• в процессе закачки трех объемов пор бурового раствора сканирование не дало возможности визуально оценить изменение плотности вдоль модели пласта из-за недостаточного разрешения; необходимы дополнительные исследования с использованием специальных допантов, увеличивающих контрастность фильтрата бурового раствора;

• проведенное после закачки обрабатывающего кислотного раствора сканирование продемонстрировало видимую картину образования сквозного фильтрационного канала через образец; сделана оценка формы, размеров, направленности канала.

Список литературы

1. ВРД 39-1.4-060-2002 Рекомендации по интенсификации притока газа в скважинах, вскрывающих терригенные и карбонатные коллекторы. - М.: Газпром, 2002. - 25 с.

2. СТО Газпром 2-3.3-080-2006 Инструкция по кислотному воздействию на призабойную зону газовой скважины. - М.: ИРЦ Газпром, 2006. - 34 с.

3. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.

4. Булатов А.И. Освоение скважин: справ. пособие /

А.И. Булатов, Ю.Д. Качмар, П.П. Макаренко, Р.С. Яремейчук; под ред. д-ра техн. наук, проф. Р.С. Яремейчука. - М.: Недра, 1999. -472 с.

5. Гейхман М.Г. Кислотная обработка терригенных и карбонатных коллекторов: обзор. информация / М.Г. Гейхман, Г.П. Исаев, Н.Е. Середа, С.В. Малышев, В.И. Нифантов, К.И. Джафаров. - М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 104 с. - (Серия «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»).

6. РД 39-1-442-80. Методическое руководство по освоению и повышению производительности скважин в карбонатных коллекторах. - М.: ВНИИ, 1980. - 243 с.

7. Сучков Б.М. Интенсификация работы скважин / Б.М. Сучков. - М.; Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2007. - 612 с.

8. Тер-Саркисов Р.М. Компьютеризированные установки многофазной фильтрации и их применение при разработке методов повышения конденсатоотдачи / Р.М. Тер-Саркисов, В. А. Николаев, С.Г. Рассохин и др. // Повышение углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений: сб. ст. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. -С.27-38.

9. Токунов В.И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин / В.И. То -кунов, А.З. Саушин. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. - 711 с.

10. Operating and Instruction Manual for Relative Permeability Coreflooding System with Data Acquisition and Control System. -November 1995, Temco, Inc.

11. Saner S. A review of computer tomography and petrophysical applicatons / S. Saner. - Salt Lake City, 1994.