РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.63
© Коллектив авторов, 2015
Исследование воздействия кислотогенерирующего состава на керны продуктивных отложений Куюмбинского лицензионного участка
Г.П. Хижняк, д.т.н.,
A.М. Амиров, Е.А. Гладких
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет),
B.А. Колесов
(ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»),
А.Г. Захарян, к.т.н.,
А.Е. Чикин, к.т.н.
(ОАО «НК «Роснефть»),
Р. Харрис
(Cleansorb Ltd.)
Адреса для связи: xgp@pstu.ru
AGZakharyan@rosneft.ru ralph.harris@cleansorb.com
Ключевые слова: керн, матрица, трещины, кислотогенерирующий состав, пористость, проницаемость.
Study of the acid-generating composition effect on the cores of the productive deposits of the Kuyumbinskiy license area
G.P. Khizhnyak, A.M. Amirov, E.A. Gladkikh
(Perm National Research Polytechnic University, RF, Perm),
V.A. Kolesov (RN-KrasnoyarskNIPIneft LLC, Krasnoyarsk),
A.G. Zakharyan, A.E. Chikin
(Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow),
R. Kharris (Cleansorb Ltd., UK, Guildford)
E-mail: xgp@pstu.ru, AGZakharyan@rosneft.ru, ralph.harris@cleansorb.com
Key words: core, matrix, fractures, acid-generating composition, porosity, permeability.
The results of laboratory tests on the effect of the acid-generating composition, developed by the Cleansorb Ltd. Company, on the cores of the productive deposits of the Kuyumbinskiy license area are considered. The porous fractured type of reservoir is represented by five groups of the dolomites of different lithologic types, porous type - by dolomitized aleuro-lites. The time of the acidic composition generation, its solvency and time of holding in the core are determined. The result of the acid-generating composition effect on the dolomites of porous fractured type became an increase in opening and volume of fractures, porosity, permeability.
От одной трети до половины мировых запасов углеводородов обнаружены в карбонатных породах, имеющих склонность к очень низкой проницаемости, особенно при отсутствии соединенных трещин. Во многих пластах-песчаниках горная порода может быть сцементирована карбонатом, или вблизи добывающих скважин могут скапливаться карбонатные отложения в результате выделения из раствора углекислого газа вследствие снижения пластового давления. Около скважин могут также скапливаться отложения, содержащие оксиды и гидроксиды железа. Указанные факторы препятствуют притоку нефти к добывающей скважине, и обычным способом интенсификации добычи нефти является кислотная обработка. Для этого используются различные кислотные составы, преимущественно на основе соляной кислоты [1-8]. Однако успешность проведения кислотных обработок на многих месторождениях не превышает 30 % [9]. Соляная кислота сразу реагирует с карбонатной горной породой, в связи с чем расстояние, на которое проникает кислота, незначительно, а образование узких и длинных каверн - «червоточин» - не исключает внедрения по ним
в скважину подошвенных вод. Существенным недостатком применяемых кислотных составов на основе соляной кислоты является также высокая скорость коррозии скважинного оборудования, что требует использования дорогостоящих ингибиторов. При повышенных пластовых температурах (около 60 °С) эффективность действия ингибиторов резко снижается, а при температуре более 80 °С большинство из них неэффективно.
Для снижения скорости коррозии скважинного оборудования, более глубокой доставки кислотного состава в призабойную зону пласта с повышенными пластовыми температурами перспективным является использование кислотогенерирующих составов (КГС) [10]. Обзор известных КГС дан в работе [1]. Это комбинации CH2O+NH4Cl, AlCl3, NH4F, сложных эфиров спиртов (этилацетат и др.). Однако для их эффективного и малообъемного воздействия необходимы высокие концентрации кислот и/или высокие температуры.
Чтобы удовлетворить потребность в составах для кислотной обработки пластов при низких температурах, компания Cleansorb Ltd (Великобритания) разработала несколько рецептур, которые могут генерировать кисло-
ту в пласте более быстрыми темпами при низких температурах. Это позволяет закрывать скважины на приемлемые периоды времени. Одна из таких рецептур рассчитана на диапазон температур от 8 до 30 °С [11]. Система основана на использовании специального прекурсора кислоты (твердый материал, легко растворимый в воде и нефтепромысловых рассолах) и активатора, функционирующего как неферментный катализатор, увеличивающего скорость образования кислоты, а также сохраняющего растворимость продуктов кислотной обработки и предотвращающего осаждение нерастворимых солей кальция (поставляется в виде водного раствора). Для эффективности обработки должны использоваться оба компонента в рекомендованных пропорциях. Нейтральный исходный реагент закачивается с поверхности и преобразуется в кислоту в скважине/пласте с помощью катализатора. Более 95 % объема кислоты генерируется после проникновения в матрицу, что обеспечивает эффективную равномерную обработку и стимуляцию матрицы [12].
Отличительной особенностью КГС является воздействие на систему природных трещин в карбонатных породах. Цель обработок - глубокое проникновение кислоты в природные трещины, пересекающие ствол скважины, для повышения их проводимости и связанности. К таким породам относятся продуктивные отложения рифейского комплекса Куюмбинского лицензионного участка, располагающегося в пределах Байкитского района Эвенкийского муниципального района Красноярского края. Для указанных отложений характерна разнонаправленная система трещин. Основными породообразующими минералами являются доломит (редко известняк), кварц и глины.
КГС и его компоненты (прекурсор и активатор) были исследованы на совместимость с пластовыми флюидами (нефтью и водой) и буровым раствором. Все тесты проведены при трех соотношениях 1:2, 1:1, 2:1 на двух дублирующих пробах. Результаты удовлетворительные: эмульсия и нерастворимый осадок отсутствовали.
Для определения времени генерации кислотного состава были приготовлены шесть проб КГС: три на пресной воде и три - на пластовой. Каждая проба помещалась в термостатирующую рубашку, в которой с помощью термостата поддерживалась температура 30 °С. Кислотность пробы измерялась автоматически с помощью рН-метра. За время до стабилизации рН принималось время, необходимое для полной генерации кислотного состава. Так, для КГС, приготовленного на пресной воде, оно составило 3 ч, на пластовой воде - 4,5 ч (рис. 1).
Растворяющая способность КГС была определена при его реакции с кубиками чистого кальцита (мрамора) и чистым доломитом в виде таблеток из керна Куюмбин-ского месторождения. Реакция с мрамором использовалась для контроля в качестве эталона. Образцы породы опускались в 100 г состава, находившегося в термостати-рующей рубашке с температурой 30 °С. Растворяющая способность КГС определялась по времени его полной нейтрализации при прекращении снижения массы образца (рис. 2).
И 3
V
г
1 2
1 1 ,1,
4 4,5 5 6 7 8 Время, ч
Рис. 1. Динамика рН КГС, приготовленного на пресной (1) и пластовой (2) водах
Рис. 2. Динамика уменьшения массы образца Лт:
1 - КГС на пресной воде + мрамор; 2 - КГС на пресной воде + доломит; 3 - КГС на пластовой воде + доломит
Растворяющая способность КГС, приготовленного на пресной воде для чистого кальцита, составляет 2,55 г, время нейтрализации - около 110 ч, для чистого доломита - 2,45 г, время нейтрализации - около 200 ч. Для КГС на пластовой воде растворяющая способность для чистого кальцита составляет 2,35 г, для чистого доломита - 1,85 г при времени нейтрализации около 200 ч. Уменьшение количества растворяемого доломита связано, по-видимому, с наличием солей в пластовой воде. Для сравнения, растворяющая способность 12%-ной соляной кислоты для чистого кальцита равна 16,38 г.
Динамика скорости растворения образца во всех тестах имеет аналогичный вид: вначале резкий рост до максимального значения, затем плавное снижение до нуля. Для кальцита максимум скорости наблюдается в первые часы и достигает около 5 г/(м2-мин). Для доломита наибольшая скорость растворения при использовании КГС, приготовленного на пресной воде, достигается в интервале 20-30 ч и равна 0,3 г/(м2-мин), для КГС, приготовленного на пластовой воде, - около 0,15 г/(м2-мин) через 30 ч. Таким образом, КГС на пресной воде обладает и большей растворяющей способностью, что предопределило его использование в фильтрационных испытаниях на кернах.
Для определения времени, необходимого для реакции КГС с горной породой, была исследована динамика растворения доломита. Навеска измельченной породы помещалась в герметичную термостатированную колбу с
4
2
0
0
3
9
50 г (46,6 см3) КГС. В процессе растворения доломита фиксировался выделившийся газ, объем которого пересчитывала в объем растворенной породы. Остаток породы в колбе контролировался взвешиванием в сухом виде. Установлено, что наиболее активно реакция протекает в первые 12 ч, следовательно, при проведении фильтрационных исследований время выдержки КГС на реакцию с породой должно быть не менее 12 ч. На практике это время составило 20 ч. Увеличение времени выдержки от 20 до 40 ч не влияло на проницаемость керна.
Фильтрационные испытания КГС на керне
Коллекция образцов керна была представлена коллекторами шести групп: 1) доломит с естественной трещи-новатостью; 2) чистый плотный доломит; 3) доломит с примесью 5-10 % кварца; 4) доломит с примесью кварца и глинистых минералов; 5) доломит пористостью более 1,5 %; 6) алевролит доломитизированный.
Для проведения фильтрационных экспериментов с КГС были отобраны 12 образцов - по два в каждой группе. Все образцы обладают низкими коллекторскими свойствами: проницаемость в основном составляет десятые, сотые и тысячные доли мкм2, пористость - до 2 % (табл. 1).
Результаты определения минералогического состава методом рентгеноспектрального анализа подтвердили
максимальное (около 50 %) содержание кварца и минимальное (около 4,6 %) содержание доломита в але
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.