РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.279:74 © С.Н. Попов, 2013
Геохимическое взаимодействие пластовых и нагнетаемых вод с трещиноватыми карбонатными коллекторами
С.Н. Попов, к.т.н. (ИПНГ РАН)
Адрес для связи: popov@ipng.ru
Geochemical interaction formation and injected water with fractured carbonate reservoirs
S.N. Popov (Oil and Gas Research Institute of RAS, RF, Moscow) E-mail: popov@ipng.ru
Ключевые слова: пластовые, технические воды нефтяных месторождений, нагнетание, образцы керна, трещиноватый коллектор.
Key words: formation, technical water of oilfields, water flooding, core samples, fractured reservoir.
This paper describe the results of laboratory experiments in which a core samples with fracture, previously saturated with formation water filtered by floodwater. The changes of permeability of the samples, salinity and chemical composition of water filtered during experiments under the influence of a constant effective stresses corresponding to reservoir conditions shown in this work.
На территории Пермского края при разработке нефтяных месторождений повсеместно используется система поддержания пластового давления (ППД ) как для тер-ригенных, так и карбонатных коллекторов [1-4]. Несмотря на то, что при составлении технологических схем разработки месторождений предварительно определяется совместимость пластовых и нагнетаемых вод, данный вопрос требует более детального исследования. Исходя из этого в рамках представленной работы были проведены лабораторные эксперименты по исследованию влияния взаимодействия пород-коллекторов, пластовых и нагнетаемых вод на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) продуктивных объектов на примере образцов керна карбонатных трещиноватых коллекторов, отобранных из турней-ско-фаменских отложений.
В настоящее время наиболее перспективные объекты добычи нефтяного сырья в Пермском крае находятся на севере региона - в районе Верхнекамского месторождения калийно-магние-вых солей (ВКМКС). В связи с этим лабораторные эксперименты проводились на образцах керна карбонатных коллекторов одного из месторождений данной территории. Пластовые воды нефтяных месторождений региона представлены рассолами хлоркальциевого типа высоко й минерализации - до 250 г/дм3 и более (табл. 1). На исследуемом месторождении для нагнетания планируется использовать пресные подземные воды с глубины до 100 м (см. табл. 1).
Обычно при разработке нефтяных месторождений для определения химического состава попутно добываемых вод используется линейная пропорция долей смешивающихся пластовых и нагнетаемых вод [5]. Фактически данный процесс является
Таблица 1
более сложным и не подчиняется линейному закону, так как зависит от ряда сопутствующих факторов: неоднородности ФЕС пластов, литологического состава пород, характера взаимодействия нагнетаемых и пластовых вод с породами-коллекторами и др. [6]. Процесс взаимодействия пластовой и нагнетаемой вод еще более неоднороден в трещиноватых коллекторах, так как среда имеет двойные пористость и проницаемость.
Карбона тные коллекторы турнейско-фаменских отложений месторождений севера Пермского края относятся к трещинно-поровому типу, что подтверждается на основе исследований образцов керна и гидродинамических исследований скважин [1, 2, 7]. Поэтому для экспериментов специально отбирались полноразмерные образы керна с одной вертикальной трещиной, причем образцы должны были иметь минимальную пористость, т.е. проницаемость обеспечивалась преимущественно, трещиной. Поскольку в настоящее время на месторождении пластовая вода не отбирается, для экспериментов была создана ее модель на основе химического состава реально существующей пластовой воды, для нагнетания использовалась пресная вода, отобранная из неглубоких скважин на территории месторождения. Предварительно до испытаний образцы экстрагировались спиртобен-зольной смесью и высушивались при температуре более 100 °С. Затем они насыщались моделью пластовой воды и выдерживались около 1 сут. Только после этого проводились испытания на фильтрационной установке. Программа испытаний образцов приведена в табл. 2.
В связи с техническими особенностями установки в процессе экспериментов создавалось минимальное давление флюида с таким перепадом, чтобы происходила фильтрация воды с опре-
Минерализация, мг/дм3 Содержание, мг/дм3
Проба НООз" S042" О!" Ca2+ Mg2+ Na++K+
Пластовая вода 293933,35 39,65 523,7 189650 23200 2800 77720
Нагнетаемая вода 490,75 189,1 10,92 153,7 74,68 9,2 52,62
Таблица 2
Номер пробы Количество профильтрованной воды, мл Время от начала фильтрации, ч Давление обжима, МПа
1 1,5 0 0,5
2 26
Начало фильтрации нагнетаемой воды
2 1 0,5 26
3 1 0,5 26
4 1 0,5 26
5 2 1 26
6 2 1 26
7 4 2 26
8 8 4 26
9 16 12 26
Примечания. 1. Первая проба была представлена профильтрованной моделью пластовой воды во время насыщения образца 1,5 мл воды, остальные пробы - профильтрованной водой. 2. В процессе испытаний определялись проницаемость, модуль упругости Е и коэффициент Пуассона V.
деленной скоростью. На выходе из образцов давление флюида равнялось атмосферному. Только при таких условиях существовала возможность отбора проб воды, профильтровавшейся через образец. Были испытаны два образца с трещинами: №146350 и 146357.
В начале эксперимента давление обжима составляло 0,5 МПа, а затем увеличивалось до 26 МПа (см. табл. 2), что соответствует эффективному напряжению для условий залегания данного продуктивного объекта [8]. В процессе эксперимента отбирались пробы воды с увеличением ее объема (см. табл. 2), чтобы проследить процесс прорыва нагнетаемой воды и определить - будет ли происходить растворение солей породы в начале эксперимента. Первая проба отбиралась в процессе фильтрации только пластовой воды, после этого в образец закачивалась пресная вода. В процессе испытаний через образцы была профильтрована вода объемом со-Таблица 3
ответственно 1,74 и 1,88 частей исходного порового объема. Общее время каждого эксперимента составило 23,5 ч, температура - 35 °С. В каждом эксперименте было отобрано девять проб и по каждой пробе проведен химический анализ с определением ионного состава на хроматографе «Хроматэк-Кри-сталл 5000» (табл. 3). Из-за особенностей последнего содержание гидрокарбонат-иона определялось только в последней пробе воды максимального объема.
Результаты экспериментов представлены на рисунке. Для построения кривой изменения минерализации в качестве данных для первой точки использовалась минерализация пластовой воды. На рисунке не приведено значение проницаемости для первой точки при давлении обжима 0,5 МПа, так как оно существенно выше, чем при давлении обжима 26 МПа. Такое отличие связано со смыканием стенок трещины и резким уменьшением ее проницаемости.
Вязкость воды существенно зависит от ее минерализации, поэтому проницаемость, полученная по результатам эксперимента, была откорректирована в соответствии с изменением минерализации воды. При этом использовалась следующая зависимость изменения вязкости т от минерализации М, полученная на основе данных работы [9] для температуры пласта 35 °С
т = 0,0025М + 0,74.
Таким образом, вязкость дистиллированной воды составит 0,74 мПа-с, пластовой - 1,47 мПа-с. Это необходимо учитывать при создании гидродинамических моделей в рамках составления проектов и технологических схем разработки месторождений, так как изменение вязкости воды в зависимости от минерализации будет прямо пропорционально влиять на продвижение в пласте фронта нагнетаемой воды. Отмеченное может существенно повлиять на основные показатели разработки месторождений и обводненность скважин.
Номер Минерализация, мг/дм3 Содержание, мг/дм3
пробы HCО3- SО42- а- Cа2+ Mg2+ Na++К+
Образец № 146350
1 370462,1 - 369,7 237356,8 31136,8 5046,1 96552,6
2 316998,7 - 511,1 189241,8 4829,7 92723,7
3 347817,4 - 758,4 217961,8 27507,4 4470,8 97118,9
4 209336,1 - 1557,9 128145,3 17607,9 2701,8 59323,2
5 174261,6 - 978,7 101381,3 15932,6 2441,1 53527,9
6 143677,6 - 655,8 82688,7 13183,7 2014,7 45134,7
7 115700,0 - 1622,9 71502,6 9695,8 1398,2 31480,5
8 57948,9 - 1694,5 35525,8 4988,4 677,4 15062,9
9 42562,4 152,5 1999,2 24714,7 3979,2 495,5 11293,4
Образец № 146357
1 267710,2 - 407,6 170342 21790 3760,6 71410
2 252797 - 460,6 160233 20482 3677,4 67944
3 250661,6 - 411 157058 20576 3586,6 69030
4 284658,8 - 440,4 184328 23070 3951,4 72869
5 213432,6 - 401,1 131822,4 17333,4 3066,9 60808,8
6 142476,1 - 390,2 89700,5 11285 1944,9 39155,5
7 90494,7 - 302,6 58357,5 6669,5 1148,1 24017
8 58904,8 - 235,2 37301 4933 782,6 15653
9 41191,8 128,1 185,8 25960 3463,1 547,8 10907
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
05'2013 77
3,0
2.5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,12
0,10
у 370 | м
/ 211
1 1.601
1 V™ ,170
0.699 т
»1 0.196
0,2 0 6 4 0,6 0 8 1 1 ^ПОр 2 1 1 1,6 1
= 0,08
5
0,06
0,04
0,02
К* а 0.060 Д 284
251 V
Vй
0,039 а
М19 0,013
0 2 0,4 0 е 0 8 V|\ 1 'пор 2 1,4 1 6 1 8
400 350
300 250
200 150
100 50
320
230 « 2
240 5
и.
200 « 160 I 120 | во з
х
40 £
- Проницаемость —Начало фильтрации пресной воды
- Минерализация
Зависимость проницаемости образцов № 146350 (а) и №146357 (б) и минерализации профильтровавшейся воды от отношения вытесненного объема воды V к объему порового пространства ^ор
Рассмотрим результаты экспериментов более подробно. В начале опытов наблюдается резкое снижение проницаемости, что является, как отмечалось ранее, следствием уменьшения трещинной проницаемости при увеличении давления обжима. Затем, все оставшееся время, образец выдерживается под постоянным давлением 26 МПа. При этом первые два значения проницаемости определяются при фильтрации только пластовой воды. В таком состоянии образцы выдерживались в течение 2 ч для завершения геомеханического эффекта деформации трещин. Затем в образец закачивали пресную воду, которую планировалось использовать для системы ППД.
Предварительно был рассчитан объе
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.