Full Text

Введение Во всем мире наблюдается тенденция к снижению добычи нефти из терригенных коллекторов, что приводит ко все большему вовлечению в разработку трудноизвлекаемых запасов, сосредоточенных преимущественно в карбонатных отложениях. Для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в данных условиях проводятся различные мероприятия, направленные на увеличение продуктивности добывающих скважин и темпов выработки извлекаемых запасов [1-5]. Одним из наиболее распространенных способов интенсификации притока в карбонатных залежах является проведение кислотных обработок. Кислотная обработка - это метод интенсификации добычи нефти, основанный на увеличении существующих и создании новых приточных каналов фильтрации за счет растворения горной породы кислотами [6-11]. Карбонатные минералы активно взаимодействуют с большинством неорганических и органических кислот. Для проведения кислотных обработок, как правило, используются растворы соляной кислоты с концентрацией 10-15 мас. %, что связано с ее высокой растворяющей способностью, многообъемным производством и низкой стоимостью [12, 13]. Однако применение чистой соляной кислоты может сопровождаться осложнениями: увеличением скорости коррозии промыслового оборудования, закупоркой призабойной зоны продуктами реакции, образованием стойких нефтяных эмульсий [14-18]. В связи с этим в нефтедобывающей промышленности для проведения кислотных обработок продуктивных пластов распространение получили сложные композиции на основе соляной кислоты с рядом специальных добавок: замедлителей реакции, стабилизаторов, ингибиторов коррозии и растворителей [19, 20]. Выбор оптимального кислотного состава - важнейшая задача при планировании успешных кислотных обработок [21-25]. Положительный результат кислотного воздействия непосредственно зависит от соответствия подобранной композиции геолого-физическим особенностям залежи, а именно - от термодинамических условий, минералогического состава обрабатываемых горных пород и насыщающих их флюидов [26-30]. В настоящей работе изучен промысловый опыт применения наиболее используемых на территории Пермского края кислотных составов для обработок призабойных зон добывающих скважин с целью увеличения их продуктивности - ДН-9010 (НПП «Девон», г. Казань), ФЛАКСОКОР-210 (АО «Полиэкс», г. Пермь) и НПС-К (ООО «НефтеПром Сервис», г. Пермь) в карбонатных отложениях Южной (верейские, башкирские (башкирско-серпуховские), турнейские залежи), Северной (башкирско-серпуховские, турнейские (турнейско-фаменские) и фаменские залежи) и Ножовской (турнейские залежи) групп месторождений. Рис. 1. Границы групп месторождений на карте Пермского края Геолого-физические особенности карбонатных залежей Пермского края Большинство нефтяных месторождений Пермского края разрабатывается ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Их можно условно разделить на три крупные группы - Южную, Северную и Ножовскую, границы которых представлены на рис. 1. Геолого-физическая характеристика карбонатных залежей месторождений Южной (ЮГМ), Северной (СГМ) и Ножовской (НГМ) групп месторождений представлена в табл. 1. Залежи имеют сложное геологическое строение, отмечаются значительная расчлененность разреза и достаточно низкая проницаемость. Нефти ЮГМ характеризуются повышенной вязкостью, парафинистые, со средним и высоким газосодержанием, СГМ - малой вязкости, парафинистые, с высоким газосодержанием, НГМ - высокой вязкости, парафинистые, с незначительным газосодержанием. Карбонатные коллекторы Пермского края обладают различной структурой пустотного пространства [31]. Ее изучение возможно с помощью методов рентгеновской томографии [32-37]. Трехмерные модели структуры пустотного пространства образцов керна представлены на рис. 2. На основании проведенных исследований установлено, что в южной части региона наблюдается преобладание поровой структуры без выраженных каверн и трещин (см. рис. 2, а). В северной части региона строение пустотного пространства более сложное, выделяются зоны с естественной трещиноватостью и кавернозностью (см. рис. 2, б), микротрещиноватостью (см. рис. 2, в), равномерной (см. рис. 2, г) и неравномерной пористостью (см. рис. 2, д). Таблица 1 Геолого-физическая характеристика карбонатных залежей ЮГМ, СГМ, НГМ Параметр ЮГМ СГМ НГМ C2vr C2b (C2b-C1s) C1t C2b-C1s C1t (C1t-D3fm) D3fm C1t Средняя глубина залегания, м Начальное пластовое давление, МПа Давление насыщения нефти газом, МПа Газосодержание, м3/т Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с Содержание парафина, % Пористость, % Проницаемость, мкм2 Расчлененность, ед. Примечание: числитель - диапазон значений показателя, знаменатель - среднее значение. а б в г д Рис. 2. Структура пустотного пространства карбонатных коллекторов Пермского края: а - поровая южной части региона (на примере Осинского месторождения); б - трещиноватость и кавернозность (на примере Гагаринского месторождения); в - микротрещиноватость (на примере Озерного месторождения); г - равномерная пористость (на примере Маговского месторождения); д - неравномерная пористость (на примере Уньвинского месторождения) Карбонатность - важный параметр, непосредственно влияющий на эффективность кислотного воздействия и характеризующий содержание в горной породе солей угольной кислоты, а именно - кальцита и доломита [38]. Для определения содержания карбонатных минералов в составе горных пород ЮГМ и СГМ проведены лабораторные испытания на специальном приборе - карбонатомере КМ-04М (табл. 2). Исследование горных пород турнейского (турнейско-фаменского) и фаменского возраста СГМ и НГМ не проведено в связи с отсутствием образцов. В описаниях кернового материала в составе проектно-технологической документации на разработку месторождений отмечается, что отложения турнейского возраста (на примере Ножовского месторождения) представлены водорослево-комковатыми и органогенно-детритовыми известняками турнейско-фаменского и фаменского возраста (на примере Уньвинского и Гагаринского месторождений) - детритово-комковатыми и обломочными известняками с незначительным содержанием доломита. Для карбонатных залежей месторождений ЮГМ характерно значительное содержание нерастворимого осадка, представленного аргиллитами, кварцем и алевролитами, что является фактором, снижающим эффективность кислотных обработок. Карбонатность турнейских отложений в целом выше, чем у башкирских (башкирско-серпуховских) и верейских. В карбонатных отложениях СГМ отмечается высокое содержание кальцита, однако на башкирской залежи Озерного месторождения в составе горной породы преобладает доломит, что осложняет процесс кислотного воздействия [39, 40]. Опыт применения кислотных составов ДН-9010, ФЛАКСОКОР-210 и НПС-К К исследованию приняты данные по 476 кислотным обработкам составами ДН-9010, ФЛАКСОКОР-210 и НПС-К на верейских, башкирских (башкирско-серпуховских), турнейских (турнейско-фаменских) и фаменских залежах месторождений Пермского края. Состав рассматриваемых кислотных композиций представлен на рис. 3. Все кислотные рецептуры характеризуются содержанием в своем составе поверхностно-активных веществ (ПАВ), обеспечивающих высокую проникающую способность кислот в продуктивный пласт за счет значительного снижения скорости взаимодействия с горной породой, и эффективных ингибиторов коррозионной активности соляной кислоты, снижающих ее негативное влияние на нефтепромысловое оборудование. Кислотный состав ДН-9010 применялся на месторождениях Пермского края с 2003 по 2016 г., всего им проведены 224 кислотные обработки. Композиции ФЛАКСОКОР-210 и НПС-К начали использоваться с 2011 и 2014 гг. соответственно и активно применяются по настоящее время. Всего выполнено 136 кислотных обработок составом НПС-К, 116 - ФЛАКСОКОР-210. Распределение мероприятий с использованием кислотных рецептур на карбонатных залежах ЮГМ, СГМ и НГМ представлено на рис. 4. Значительная часть мероприятий по кислотному воздействию на продуктивные пласты композициями ДН-9010, ФЛАКСОКОР-210 и НПС-К приходится на отложения ЮГМ (55 %) и СГМ (42 %), преимущественно на башкирские (башкирско-серпуховские) и турнейские (турнейско-фаменские) залежи. На турнейских залежах НГМ реализовано лишь 13 кислотных обработок, из которых шесть - составом НПС-К и семь - ДН-9010. Таблица 2 Результаты определения карбонатности горных пород нефтяных месторождений Пермского края Месторождение Залежь Содержание компонента, % кальцит доломит нерастворимый осадок ЮГМ Баклановское C2b 57,3 2,7 40,0 Батырбайское C2b 56,1 2,9 41,0 Дороховское C1t 96,2 0,3 3,5 Ильичевское C2b 60,3 0,1 39,6 C2vr 89,3 0,0 10,7 Казаковское C1t 84,1 5,0 10,9 Кокуйское C2b 88,8 0,0 11,2 C1t 89,7 0,0 10,3 Москудьинское C2vr 43,6 2,3 54,1 Осинское C2b-C1s 55,2 2,5 42,3 Павловское C2b 87,1 4,1 8,8 C1t 89,8 2,8 7,4 Сосновское C1t 97,9 0,0 2,1 Чайкинское C1t 91,1 0,0 8,9 Чураковское C2b 86,0 0,0 14,0 C1t 85,4 0,0 14,6 Шумовское C2b 52,1 2,1 45,8 СГМ Гагаринское C2b-C1s 86,5 9,2 4,2 Маговское C2b-C1s 87,1 1,3 11,6 Озерное C2b-C1s 10,8 77,1 12,1 Сибирское C2b-C1s 92,3 0,4 7,3 Уньвинское C2b-C1s 89,5 0,7 9,8 Юрчукское C2b-C1s 93,7 1,3 5,0 Рис. 3. Состав кислотных композиций Рис. 4. Распределение обработок разными кислотными составами на карбонатных залежах Пермского края Диаграмма, характеризующая долю успеш-ных кислотных обработок, т.е. обработок, достигнувших планового прироста дебита нефти, рассматриваемыми составами, представлена на рис. 5. Наименее успешно кислотное воздействие в турнейских залежах НГМ составом ДН-9010 - всего 57 % мероприятий. Применение в этих же условиях состава НПС-К обеспечило достижение проектных приростов для всех проведенных мероприятий (100 %). Кроме того, стоит выделить положительный опыт кислотных обработок композицией ФЛАКСОКОР-210 на залежах СГМ, из которых успешными являются 78-90 % мероприятий. а б в Рис. 5. Успешные кислотные обработки на карбонатных залежах Пермского края: а - ДН-9010; б - ФЛАКСОКОР-210; в - НПС-К Количество успешных мероприятий композициями НПС-К и ФЛАКСОКОР-210 в целом выше, чем ДН-9010 (до 1,75 раза), что позволяет говорить об их большем соответствии геолого-физическим особенностям сложнопостроенных карбонатных залежей Пермского края. Оценка эффективности обработок кислотными составами ДН-9010, ФЛАКСОКОР-210 и НПС-К Для характеристики результатов проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти чаще всего используются так называемые показатели технологической эффективности, включающие в себя прирост дебита нефти, дополнительную добычу нефти и продолжительность эффекта [41-43]. Однако для теории и практики разработки нефтяных месторождений большой интерес представляет изучение эффективности проведения мероприятий на основе изменения продуктивности скважин и фильтрационных характеристик пласта [44, 45]. В связи с вышесказанным оценка результатов кислотных обработок, проведенных на скважинах, эксплуатирующих карбонатные залежи Пермского края, выполнена на основе интерпретации материалов гидродинамических исследований. Для этого привлечены все кривые восстановления давления (уровня), полученные на добывающих скважинах незадолго до и после кислотного воздействия: всего 356 исследований, или 178 пар, что, стоит отметить, охватывает лишь 22,2 % проведенных мероприятий рассматриваемыми составами на ЮГМ, 56,4 % - на СГМ, 46,2 % - на НГМ. Интерпретация данных гидродинамических исследований выполнена с помощью программного продукта KAPPA Workstation (модуль Saphir NL), метода детерминированных моментов давления и интегрального метода Г.И. Баренблатта, Ю.П. Борисова, С.Г. Каменецкого, А.П. Крылова [46]. Установлено, что результаты кислотных обработок достаточно сильно отличаются в зависимости от применяемой композиции (табл. 3-5). Таблица 3 Изменение коэффициента продуктивности скважин после кислотной обработки Залежь ЮГМ СГМ НГМ Количество операций, ед. доли ед. Количество операций, ед. доли ед. Количество операций, ед. доли ед. ДН-9010 C2vr 4 - - - - C2b (C2b-C1s) 15 13 - - C1t (C1t-D3fm) 7 10 3 D3fm - - 13 - - ФЛАКСОКОР-210 C2b (C2b-C1s) - - 64 - - C1t (C1t-D3fm) 3 6 - - D3fm - - 5 - - НПС-К C2vr 7 - - - - C2b (C2b-C1s 7 3 - - C1t (C1t-D3fm) 15 - - 3 Примечание: - коэффициенты продуктивности после и до кислотной обработки; - изменение коэффициента продуктивности в результате кислотной обработки (числитель - диапазон значений показателя, знаменатель - среднее значение). Для определения изменения продуктивности скважин после воздействия (см. табл. 3) вычислены значения пластовых давлений до и после мероприятия методом произведения [47]. Максимальное увеличение коэффициента продуктивности после кислотных обработок составом ДН-9010 отмечается на фаменской залежи СГМ (в среднем в 3 раза на основании 13 пар исследований), ФЛАКСОКОР-210 - на турнейских и турнейско-фаменских залежах СГМ (в 3,3 раза), НПС-К - на турнейской залежи НГМ (в 15,5 раза). Снижение продуктивности скважин наблюдается в турнейских отложениях ЮГМ после применения композиции ФЛАКСОКОР-210 (в 1,3 раза), что может быть обусловлено влиянием целого ряда факторов, о которых будет сказано в дальнейшем. По данным сравнительного анализа результатов интерпретации материалов гидродинамических исследований, помимо изменения проницаемости ПЗП (табл. 4), выявлен факт изменения проницаемости удаленной зоны пласта (табл. 5). Существует несколько вероятных причин данного явления: кислотный состав растворяет кальцит в залеченных им трещинах, вследствие чего вовлекаются ранее недренируемые участки залежи по площади и (или) по разрезу, а также глубоко проникает. Таблица 4 Изменение коэффициента проницаемости ПЗП после кислотной обработки Залежь ЮГМ СГМ НГМ Количество операций, ед. доли ед. Количество операций, ед. доли ед. Количество операций, ед. доли ед. ДН-9010 C2vr 4 - - - - C2b (C2b-C1s) 15 13 - - C1t (C1t-D3fm) 7 10 3 D3fm - - 13 - - ФЛАКСОКОР-210 C2b (C2b-C1s) - - 64 - - C1t (C1t-D3fm) 3 6 - - D3fm - - 5 - - НПС-К C2vr 7 - - - - C2b (C2b-C1s) 7 3 - - C1t (C1t-D3fm) 15 - - 3 Примечание: - коэффициенты проницаемости ПЗП после и до кислотной обработки; - изменение проницаемости ПЗП в результате кислотной обработки (числитель - диапазон значений показателя, знаменатель - среднее значение). В рамках данной работы представляется возможной лишь констатация факта изменения проницаемости УЗП без выделения конкретных факторов, его обусловивших. На карбонатных залежах ЮГМ и НГМ после проведения кислотных обработок наибольшее увеличение проницаемости ПЗП наблюдается после применения композиции НПС-К - в 2,1-5,8 и 10,4 раза соответственно. Для СГМ большей эффективностью характеризуется кислотный состав ФЛАКСОКОР-210, обработки которым увеличивают проницаемость ПЗП в 2,5-11,0 раз. Применение данного состава в турнейских отложениях ЮГМ приводит к снижению проницаемости ПЗП в среднем в 2,7 раза на основании трех пар исследований. Композиция НПС-К наиболее эффективно увеличивает проницаемость УЗП в условиях карбонатных отложений ЮГМ и НГМ - в 1,6-5,7 и 9,3 раза соответственно, а ФЛАКСОКОР-210 - СГМ, за исключением фаменских залежей, где отмечается снижение проницаемости УЗП в 1,2 раза на основании пяти пар исследований. Таблица 5 Изменение коэффициента проницаемости УЗП после кислотной обработки Залежь ЮГМ СГМ НГМ Количество операций, ед. доли ед. Количество операций, ед. доли ед. Количество операций, ед. доли ед. ДН-9010 C2vr 4 - - - - C2b (C2b-C1s) 15 13 - - C1t (C1t-D3fm) 7 10 3 D3fm - - 13 - - ФЛАКСОКОР-210 C2b (C2b-C1s) - - 64 - - C1t (C1t-D3fm) 3 6 - - D3fm - - 5 - - НПС-К C2vr 7 - - - - C2b (C2b-C1s) 7 3 - - C1t (C1t-D3fm) 15 - - 3 Примечание: - коэффициенты проницаемости УЗП после и до кислотной обработки; - изменение проницаемости УЗП в результате кислотной обработки (числитель - диапазон значений показателя, знаменатель - среднее значение). Как отмечалось ранее, после кислотных обработок карбонатных залежей ЮГМ составом ФЛАКСОКОР-210 происходит снижение фильтрационных характеристик как призабойной, так и удаленной зон пласта и, как следствие, продуктивности скважин. Причиной этого может быть фильтрация жидкости глушения в пласт, кольматация коллектора продуктами реакции кислоты с горной породой, несовместимость кислотного состава с пластовыми флюидами, что приводит к закупорке пор высоковязкими нефтяными эмульсиями или твердыми осадками, выпадающими из пластовых вод. Для выделения конкретных факторов, повлекших снижение фильтрационных характеристик, необходимым представляется проведение комплекса исследований, включающих в себя испытания как в свободном объеме, так и фильтрационные на керне с моделированием термодинамических условий продуктивных пластов и насыщением образцов реальными пластовыми флюидами. По результатам анализа изменения продуктивности скважин, проницаемости ПЗП и УЗП после кислотных обработок исследуемыми составами можно выделить несколько большую эффективность композиций НПС-К и ФЛАКСОКОР-210 по сравнению с ДН-9010. Кислотный состав НПС-К демонстрирует лучшие результаты в карбонатных отложениях ЮГМ и НГМ, ФЛАКСОКОР-210 - СГМ. Помимо рассмотренных кислотных составов, следует обратить внимание на достаточно новую и перспективную композицию НПС-К1 (ООО «НефтеПром Сервис», г. Пермь), позволяющую проводить обработки без постановки бригады капитального ремонта на скважину за счет значительно сниженной скорости коррозии, тем самым снижая себестоимость мероприятия. Кислотный состав НПС-К1 представляет собой углеводородную эмульсию обратного типа, в которой дисперсионной средой являются жидкие углеводороды, а дисперсионной фазой - соляная кислота. При контакте с пластовой нефтью эмульсия распадается на углеводородную и кислотную фазы, при этом углеводородная фаза очищает призабойную зону от отложений парафина, а кислотная фаза вступает в реакцию непосредственно с горной породой, тем самым увеличивая проницаемость коллектора. Малое количество обработок кислотным составом НПС-К1 на карбонатных отложениях Пермского края (всего 10 мероприятий в верейских, башкирских и турнейских залежах ЮГМ и НГМ с конца 2017 г.) в настоящий момент не позволяет провести детальный анализ его эффективности. Выводы 1. Карбонатные залежи Пермского края характеризуются сложным геологическим строением, разнообразной структурой пустотного пространства и компонентным составом горных пород. 2. Проведение кислотных обработок в карбонатных коллекторах осложняется их низкой проницаемостью, значительным содержанием нерастворимых минералов (Южная группа месторождений), повышенной доломитизацией и естественной трещиноватостью и кавернозностью (Северная группа месторождений) пород-коллекторов, а также высокой вязкостью пластовой нефти (Ножовская группа месторождений). 3. Количество мероприятий по кислотному воздействию, достигнувших планового прироста дебита нефти, композициями ФЛАКСОКОР-210 и НПС-К превышает количество успешных обработок составом ДН-9010. 4. По результатам анализа изменения продуктивности скважин, проницаемости призабойной и удаленной зон пласта после кислотных обработок также можно выделить несколько большую эффективность композиций НПС-К и ФЛАКСОКОР-210 по сравнению с ДН-9010. Кислотный состав НПС-К демонстрирует лучшие результаты в карбонатных отложениях Южной и Ножовской групп месторождений, ФЛАКСОКОР-210 - Северной группы месторождений. 5. После накопления достаточного опыта применения кислотного состава НПС-К1 на месторождениях Пермского края следует провести анализ его эффективности аналогично рассмотренным в настоящей работе композициям ДН-9010, ФЛАКСОКОР-210 и НПС-К.

About the authors

Vladimir A. Novikov

Author for correspondence.
Email: novikov.vladimir.andr@gmail.com
29 Komsomolskiy av., Perm, 614990, Russian Federation

MSc student at the Department of Oil and Gas Technologies

Dmitry A. Martyushev

Email: martyushevd@inbox.ru
29 Komsomolskiy av., Perm, 614990, Russian Federation

PhD in Engineering, Associate Professor at the Department of Oil and Gas Technologies

References

Statistics

Views

Abstract - 327

PDF (Russian) - 285

PDF (English) - 65

Refbacks

• There are currently no refbacks.