Полный текст

Введение Ежегодное ухудшение структуры запасов, повышение обводненности добываемой продукции требует совершенствования технологий интенсификации добычи нефти. Одной из такой технологии являются самоотклоняющиеся кислотные составы (СОКС) для карбонатного типа породы. Принцип действия основан на способности состава образовывать гель при взаимодействии с породой коллектора, способный отклонять последующие порции композиции в менее проницаемые участки. Именно так достигается более равномерная обработка по объему с созданием сети каналов-червоточин. При этом вязкость состава снижается до первоначальной и менее после полной нейтрализации кислоты [1, 2]. Результаты лабораторных исследований С целью подтверждения заявленных свойств реагента [3] проведены лабораторные исследования. Существуют различные подходы к моделированию самоотклоняющихся систем в лабораторных условиях [4], в данной работе представлен стандартный комплекс исследований в «свободном объеме», фильтрационные испытания на одиночных керновых образцах, а также фильтрационные исследования на двухслойных разнопроницаемых моделях. Геолого-физические характеристики объекта испытаний: - вязкость нефти в пластовых условиях - 20 мПа·с; - пластовая температура - 27 °С; - диапазон проницаемости по газу: - 1-я группа (низкопроницаемый пропласток) - 0,01-0,035 мкм2; - 2-я группа (высопроницаемый пропласток) - 0,035-0,069 мкм2. Для подтверждения заявленных свойств проведены замеры изменения вязкости по мере истощения самоотклоняющегося состава (рис. 1). По результатам лабораторных исследований подтверждена способность набора вязкости самоотклоняющегося состава при реакции с карбонатной породой, при этом после истощения кислоты вязкость состава снизилась в 4 раза по сравнению с первоначальной. Такое поведение кислотной системы позволяет сделать вывод о возможности временной кольматации составом наиболее проницаемого интервала для перераспределения следующего объема кислотного состава в низкопроницаемую часть коллектора, не оставляя при этом остаточной кольматации пласта. В целом по результатам исследований в «свободном объеме» кислотного и самоотклоняющегося состава сформированы следующие выводы: - оба реагента являются совместимыми с пластовой водой и нефтью объекта испытаний; - для кислотного состава наблюдается замедление скорости реакции с карбонатной породой по сравнению с соляной кислотой аналогичной концентрации, степень замедления для различного кернового материала - 0,5-0,66 ед.; - самоотклоняющийся состав при нейтрализации керновым материалом соответствует заявленным свойствам: постепенно набирает вязкость до степени истощения 60-70 %, далее вязкость системы резко снижается и при 100%-ном истощении составляет менее 10 мПа·с, что ~ в 4 раза ниже начальной вязкости СОКС. Фильтрационные испытания по определению проницаемости и моделированию воздействия СОКС и кислотного состава проводились на установке типа ПИК-ОФП. Образец керна закладывался в кернодержатель с боковым гидрообжимом для исключения фильтрации вдоль боковой поверхности образца. На первом этапе фильтрационных испытаний проведена оценка влияния СОКС и кислотного состава на матрицу породы коллектора (образцы керна со 100%-ной водонасыщенностью). Порядок проведения фильтрационных испытаний: - определение проницаемости до закачки кислотного состава; Рис. 1. Динамика вязкости СОКС при реакции с керновым материалом при пластовой температуре - моделирование процесса закачки кислотного состава; - фильтрация кислотного состава через керновый образец в направлении «скважина - пласт» при скорости закачки 1 см3/мин до «прорыва» - момента образования высокопроницаемого канала, сопровождающегося резким падением давления закачки. Фиксация количества кислотного состава, закаченного до прорыва; - выдержка кислотного состава в поровом пространстве не производится (по заявлению авторов технологии); - определение проницаемости после закачки кислотного состава: фильтрация пластового флюида через керновый образец в направлении «пласт - скважина» до стабилизации давления в системе (в объеме не менее 3 Vпор) с последующим определением проницаемости; Kвосст = Kпр2/ Kпр1, (1) где Kвосст - коэффициента восстановления проницаемости, ед.; Kпр1 - коэффициент проницаемости до закачки КС, мкм2; K пр2 - коэффициент проницаемости после закачки КС, мкм2. По результатам фильтрационных испытаний: 1. Для группы проницаемости по газу от 0,01 до 0,035 мкм2 коэффициент восстановления проницаемости по воде составил: - для СОКС: 118,42-180 ед.; - для кислотного состава: 60,53-135,42 ед. 2. Для группы проницаемости по газу от 0,035 до 0,07 мкм2 коэффициент восстановления проницаемости составил: - для СОКС: 33,72-69,60 ед.; - для кислотного состава: 26,58-28,08 ед. В процессе фильтрации кислотных составов наблюдается постоянный рост давления закачки до момента «прорыва» (резкое падение давления) с последующим образованием высокопроницаемого канала. На втором этапе фильтрационных испытаний проведена оценка влияния СОКС и кислотного состава на изменение нефтепроницаемости образцов керна (нефтенасыщенные образцы керна с остаточной водонасыщенностью). Порядок проведения исследований аналогичен первому этапу работ. По результатам фильтрационных испытаний: 1. Для группы проницаемости по газу от 0,01 до 0,035 мкм2 коэффициент восстановления проницаемости по нефти составил: - для СОКС: 171,07-173,13 ед.; - для кислотного состава: 136,29-170,73 ед. 2. Для группы проницаемости по газу от 0,035 до 0,07 мкм2 коэффициент восстановления проницаемости составил: - для СОКС: 46,34-47,01 ед.; - для кислотного состава: 37,68-40,00 ед. Аналогично для первого этапа в процессе фильтрации кислотных составов наблюдается постоянный рост давления закачки до момента «прорыва» с последующим образованием высокопроницаемого канала. На основании анализа полученных результатов установлено, что для образования «прорыва» в нефтенасыщенных образцах керна требуется меньше закачки поровых объемов СОКС, чем кислотного состава, примерно на 30 %. На третьем этапе фильтрационных испытаний проведена оценка эффективности технологии кислотной обработки в условиях неоднородного пласта на двухслойных разнопроницаемых керновых моделях, состоящих из образцов керна с сохраненным диаметром. Неоднородная модель пласта состоит из двух параллельно расположенных керновых моделей, имеющих один вход для подачи флюидов и реагентов, моделирующих низкопроницаемый и высокопроницаемый пропластки. Порядок проведения фильтрационных испытаний: А. Определение проницаемости по нефти до закачки реагентов: фильтрация модели пластовой нефти через нефтенасыщенную неоднородную керновую модель с остаточной водонасыщенностью в направлении «пласт - скважина» до стабилизации давления в системе (в объеме не менее 3 Vпор) с последующим определением проницаемости по нефти в следующей последовательности: 1) на керновой модели, моделирующей низкопроницаемый пропласток; 2) на керновой модели, моделирующей высокопроницаемый пропласток; 3) в целом для неоднородной модели. При определении проницаемости неоднородной модели пласта выполняется подбор скорости закачки, обеспечивающей фильтрацию флюида через высокопроницаемую модель 10 см3/мин. Б. Моделирование процесса закачки реагентов. Закачка реагентов в неоднородную керновую модель производится в направлении «скважина - пласт» поэтапно: 1) закачка СОКС со скоростью, подобранной на этапе определения проницаемости, в количестве 0,3 Vпор высокопроницаемой модели или 0,1 Vпор низкопроницаемой модели (что наступит раньше); 2) закачка кислотного состава со скоростью, подобранной на этапе определения проницаемости, до «прорыва» - момента образования высокопроницаемого канала и резкого падения давления закачки; 3) выдержка кислотного состава и СОКС в поровом пространстве не производится (по заявлению авторов технологии). В. Определение проницаемости по нефти после закачки реагентов: фильтрация через неоднородную керновую модель в направлении «пласт - скважина» модели пластовой нефти до стабилизации давления в системе (в объеме не менее 3 Vпор) с последующим определением проницаемости по нефти в следующей последовательности: 1) на керновой модели, моделирующей низкопроницаемый пропласток; 2) на керновой модели, моделирующей высокопроницаемый пропласток; 3) в целом для неоднородной модели. Г. Фотографирование торцевых поверхностей керна после закачки реагентов. Д. Определение коэффициента восстановления проницаемости по модели пластовой нефти отдельно для низко-, высокопроницаемой и неоднородной керновых моделей. Результаты испытаний представлены в табл. 1. Результаты промысловых испытаний Имеется большой опыт проведения кислотных обработок с применением СОКС [1, 5-45]. В данной статье проанализирован опыт работ на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Технология испытана на четырех скважинах, технологический процесс проведения ОПЗ предусматривал следующие этапы: 1) закачка кислотного состава в объеме насосно-компрессорных труб при непосаженном пакере; 2) посадка пакера; 3) закачка СОКС; 4) закачка оставшегося объема кислотного состава; 5) продавка кислотного состава технической водой в объеме НКТ + 1,5 м3. Основные технологические параметры проведенных обработок призабойной зоны (ОПЗ) представлены в табл. 2. Проанализирован график закачки на скважине № 1, рост давления закачки произошел только на стадии продавки, Рис. 2. Минеральный состав пород по данным исследований керна а б Рис. 3. Профили притока до и после ОПЗ по скважине № 2 (а) и № 4 (б) а б Рис. 4. Распределение удельного прироста дебита нефти от удельного расхода кислоты: а - на метр перфорированной толщины пласта; б - на метр работающей до ГТМ толщины пласта Таблица 1 Результаты испытания технологии на двухслойных неоднородных моделях Образец керна Проницаемость по нефти до закачки реагентов, Kпрн1, мкм2 Скорость закачки реагентов, см3/мин Объем закачки СОКС, см3 (Vпор) Рмах при закачке СОКС, МПа Объем закачки КО, см3 (Vпор) Рмах при закачке КО, МПа Проницаемость по нефти после закачки реагентов Kпрн2, мкм2 Kвосст, ед. Неоднородная модель № 1 1 0,0024 12,0 3,1 (0,074) 96 (2,30) 1,42 0,8557 361,25 2 0,0121 15,5 (0,300) 0,52 94 (1,82) 0,5704 46,99 Модель № 1 0,0073 - - 0,7131 98,30 Неоднородная модель № 2 3 0,0050 15,4 4,8 (0,102) 0,74 67 (1,42) 1,26 0,6484 129,84 4 0,0094 10,2 (0,178) 113 (1,97) 0,8645 92,21 Модель № 2 0,0072 - - 0,7565 105,29 Таблица 2 Основные технологические параметры проведенных обработок призабойной зоны № скважины Объем кислотного состава, м3 Объем СОКС, м3 Удельный расход кислоты на метр перфорированной толщины, м3/м Доля СОКС по отношению к объему кислоты, доли ед. Максимальное давление закачки, МПа 1 25 10 4,6 0,40 1,8 2 17 8 0,9 0,47 5,0 3 12 5,5 0,5 0,46 0,0 4 22,5 9,5 4,4 0,37 3,0 Таблица 3 Технологическая эффективность обработки призабойной зоны № скважины Режим работы скважин Прирост дебита нефти, т/сут до ГТМ после ГТМ Qн, т/сут Qж, м3/сут % воды Qн, т/сут Qж, м3/сут % воды 1 2,6 4,9 40 3,6 9,0 25 1,0 2 1,1 2,0 38 3,8 24,4 80 2,7 3 1,5 2,0 16 3,9 7,6 28 2,4 4 1,5 3,0 43 5,4 9,3 31 3,9 Примечание: ГТМ - гидротехнические мероприятия. примерно через 100 мин после начала входа СОКС в пласт. Такой характер поведения давления, вероятно, связан с замедленной скоростью реакции СОКС с породой, в результате чего набор вязкости СОКС происходил медленно. Кроме того, проанализированы данные минерального состава пород, образцы керна по данному объекту отобраны лишь в одной скважине. По данным исследований минерального состава пород образцов керна проницаемые интервалы продуктивного пласта практически полностью состоят из доломита (рис. 2), что объясняет низкую скорость реакции СОКС с породой и, соответственно, медленный набор его вязкости. Исследования по определению профиля притока до и после проведения ОПЗ выполнены только в скважинах № 2 и № 4 (рис. 3). Согласно исследованиям, в скважине № 2 до ОПЗ основной приток жидкости (87 %) поступал из нижней части интервала перфорации ниже глубины 1346,7 м. После проведения ОПЗ на данный интервал приходится 100 % притока. Однако дополнительно отмечается включение в работу интервала 1352,9-1355,4 м и снижение доли притока из интервала 1346,7-1352,7 м с 53 до 40 %. Отсутствие притока из верхней части пласта после ОПЗ, вероятно, связано с меньшей депрессией на пласт при проведении исследований (уровень после свабирования 250 м, при исследованиях до ОПЗ - 969 м). Также возможно, что верхняя часть пласта при проведении ОПЗ не подверглась воздействию кислоты из-за низкого удельного расхода СОКС и кислотного состава на метр перфорированной толщины или из-за наличия высокого контраста проницаемости и порового давления по сравнению с нижней частью пласта. Согласно исследованиям, в скважине № 4 до ОПЗ основной приток жидкости (84 %) поступал из нижней части интервала перфорации - ниже глубины 1373,3 м. После проведения ОПЗ отмечается включение в работу интервала 1371-1373,3 м. Работа интервала 1368-1370,8 м, на который приходилось 16 % притока, не отмечается, что, вероятно, связано с меньшей депрессией на пласт при проведении исследований (уровень после свабирования 608 м, при исследованиях до ОПЗ - 956 м). Таким образом, по данной скважине, как и по скважине № 2, произошло включение в работу нового интервала при меньшей депрессии на пласт, однако не отмечается снижения доли притока наиболее работающего интервала. Таким образом, по результатам потокометрических исследований до/после ОПР отклоняющий эффект СОКС, который отмечался на этапе фильтрационных испытаний на неоднородных двухслойных моделях пласта, подтвердился в скважинных условиях. В табл. 3 представлена технологическая эффективность выполненных ОПЗ. Средний прирост дебита нефти составил 2,5 т/сут, наибольший прирост дебита нефти (3,9 т/сут) получен в скважине № 4, по ней же отмечается и самый высокий удельный прирост на метр перфорированной толщины пласта (0,49 т/ (сут·м)). При этом без учета скважины № 1 отмечается тенденция увеличения удельного прироста дебита нефти от удельного расхода кислоты: по скважинам № 2 и № 3 удельный расход кислоты в 6,3 раза меньше, чем в скважине № 4, и получен в 6,1 раза меньший удельный прирост дебита нефти (рис. 4, а). При этом в скважинах с выполненными потокометрическими исследованиями до ГТМ отмечена прямая зависимость эффективности от удельного расхода кислотного состава (рис. 4, б). Заключение 1. При проведении работ на всех скважинах, кроме скважины № 3, закачка сопровождалась ростом устьевого давления, что косвенно может говорить о проявлении отклоняющего эффекта от действия СОКС. 2. Исследования минерального состава свидетельствуют о высоком содержании доломита в разрезе продуктивного пласта, в результате, чего за счет низкой скорости реакции СОКС с породой отклоняющий эффект может проявляться с задержкой. Рекомендуется испытание технологии на объекте с низким содержанием доломитов в скважинах. 3. По результатам потокометрических исследований, проведенных в скважинах № 2 и № 4, зафиксировано перераспределение профиля притока, что также отмечалось на этапе фильтрационных исследований на двухслойных разнопроницаемых моделях. 4. Перспективной областью применения СОКС являются скважины с неподключенными в разработку интервалами при наличии контраста проницаемости, в том числе после проведения стандартных кислотных обработок. 5. Необходимо испытание технологии на объектах с небольшой мощностью пласта с целью обеспечения большего удельного расхода реагентов с учетом высокой стоимости СОКС.

Об авторах

Т. С Якимова

Автор, ответственный за переписку.
Email: Tatyana.Yakimova@pnn.lukoil.com

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 402

PDF (Russian) - 181

PDF (English) - 155

Ссылки

• Ссылки не определены.