РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.1/.4:552.54
© Коллектив авторов, 2015
Физическое моделирование процессов интенсификации добычи из карбонатных коллекторов1
И.В. Язынина, к.г.-м.н., Е.В. Шеляго, к.т.н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина), М.В. Чертенков, И.Б. Иванишин
(ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»)
Адрес для связи: Igor.Ivanishin@lukoil.com
Ключевые слова: карбонатный коллектор, кислотный состав, кислотная обработка, высокопроводящий канал, модель трещины гидроразрыва пласта (ГРП).
Physical modeling of production stimulation in carbonate reservoirs
I.V. Yazynina, E.V. Shelyago
(Gubkin Russian State University of Oil and Gas, RF, Moscow), M.V. Chertenkov, I.B. Ivanishin (LUKOIL-Engineering LLC, RF, Moscow)
E-mail: Igor.Ivanishin@lukoil.com
Key words: carbonate reservoir, acid, matrix acidizing, wormhole, hydraulic fracturing model.
Acid solutions are routinely used in order to improve oil production in carbonate reservoirs. There are two basic well-stimulation processes: matrix acidizing and acid fracturing. Formation of high conductive flow paths (wormholes) around the wellbore is the main mechanism of productivity increase during matrix acidizing in moderate to high permeability reservoirs. This paper presents the results obtained from a series of experiments on collection of low (mainly) to moderate permeability carbonate cores. It's shown that problem of wormhole formation in low permeability cores is needed to be methodologically clarified. In order to enable acid filtration through and prevent fracturing of low permeability cores we had to maintain low acid injection rates which resulted in uniform inlet face dissolution. Wormholes creation in low permeability cores turned out to be impossible. Experimental procedure for investigation the stimulation process in such kind of reservoirs should be done on a hydraulic fracture model with characterization of fracture surfaces after acid injection by surface topography, estimation of created rough surface ability to support the closure stress and determination of resulting fracture conductivity.
Значительное число вновь вводимых в разработку залежей характеризуется низкими фильтрацион-но-емкостными свойствами (ФЕС), сложными геологическими условиями. Интенсификация притока к скважинам в этом случае входит в комплекс мероприятий по их заканчиванию.
Для повышения дебита скважин, эксплуатирующих карбонатные коллекторы, наиболее часто применяются технологии закачки кислотных композиций. Химический состав таких реагентов разнообразен: от простых водных растворов соляной кислоты различной концентрации (4-28 %) до многокомпонентных композиций. Технологически выделяются подходы с закачкой кислотного состава без превышения давления гидроразрыва пласта (ГРП) и кислотный ГРП. Выбор конкретной технологии зависит от начальных коллекторских свойств объекта разработки и степени их ухудшения при заканчивании скважины или последующей добыче.
Формирование высокопроводящих каналов в карбонатных коллекторах является основным условием повышения дебитов скважин при высоконапорных матричных кислотных обработках. Это определяет значительный интерес исследователей к изучению механизмов растворения породы. Большое число выполняемых в настоящее время работ направлено на выбор состава кислотной композиции и определение оптимальной скорости ее закачки для образования высокопроводящего канала в породе. Кроме того, в работах [1, 2] приводится ряд эмпирических зависимостей для расчета критиче-
ской скорости закачки, которая обеспечивает минимальные затраты кислоты для создания канала растворения на заданную глубину.
Выполненные исследования показали, что задача образования высокопроводящих каналов в карбонатных породах требует методического уточнения. Так, без подбора состава кислоты и предварительного обоснования скорости закачки возможен разрыв образца низкопроницаемой низкопористой породы или отсутствие фильтрации через него. Полученные данные свидетельствуют о необходимости правильной постановки задачи физического моделирования технологий интенсификации притока в карбонатных коллекторах различной проницаемости.
Исследования проводились для определения оптимальной скорости нагнетания различных кислотных составов без превышения давления ГРП с целью формирования высокопроводящего канала (доминантной червоточины) при минимальных затратах кислоты. Однако в низкопроницаемых низкопористых образцах сформировать высокопроводящий канал не удалось вследствие отсутствия крупных пор и невозможности прокачки кислоты в глубь образца. Повышение перепада давления между его торцами с целью создания условий для фильтрации кислотного состава привело к гидроразрыву образца в кернодержателе.
Таким образом, задача формирования высокопрово-дящего канала требует учета двух основных факторов:
1) ФЕС породы и в первую очередь проницаемости;
2) свойств кислотного состава и условий его закачки.
Работа выполнена при поддержке гранта РФ №13.2653.2014/К.
Рис. 1. Зависимость перепада давления от объема прокачки кислоты в экспериментах № 1 (а), 2 (б), 3 (в), 4 (г):
Ов, Ок, Он - расход соответственно воды, кислоты и нефти
Объект и метод исследований
В работе исследовался керн карбонатных пород девонского возраста Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Основная часть образцов имела проницаемость менее 10-3 мкм2 и представляла собой непроницаемую, низкопористую карбонатную матрицу. Исследования проводились при соблюдении пластовых условий: пластовое давление рпл = 10 МПа, эффективное давление Рэфф = 7 МПа, пластовая температура Тпл = 92 °С. Вязкость нефти в пластовых условиях составляла 0,83 мПа-с.
Проницаемость водонасыщенных и нефтенасыщенных образцов керна для пластовой воды до и после закачки кислотной композиции, а также для кислотной композиции определялась на установке Coretest CFS-830.
Обсуждение полученных результатов
Для установления влияния начальной проницаемости породы на результаты тестирования кислотной композиции выполнены эксперименты на образцах следующего состава: 70-75 % доломита, 16-24 % кальцита и 6-9 % нерастворимого остатка. Результаты экспериментов разделены на четыре группы. Приведем характерные для каждой из них.
Эксперимент № 1. В образце керна пористостью Кп = 1,19 % с поровым объемом Упор = 0,343 мл, абсолютной проницаемостью кпрабс = 0,258-10-3 мкм2 первоначально создавалась остаточная нефтенасыщенность, затем фильтровались кислотный состав, а далее пластовая вода.
На этапе прокачки кислоты давление на входном торце образца поддерживалось равным 41 МПа, на выходном торце - 40 МПа. При депрессии 1 МПа между входным и выходным торцами «мертвый» объем нефти, выталкиваемый кислотой из трубок нагнетательной линии, не перемещался. Давление на выход-
ном торце образца было ступенчато снижено до 33 МПа, лишь при такой значительной депрессии (8 МПа) началось очень медленное движение. Из-за большого градиента давления определение объемного расхода некорректно, соответственно установить момент поступления кислоты к входному торцу образца керна нельзя. Чтобы решить эту проблему, «мертвый» объем нефти был слит путем отворачивания фитинга на вторичной линии кернодержателя, в результате кислота моментально дошла до входного торца. При выпуске «мертвого» объема насос установки быстро компенсировал потерю давления на входе.
При нагнетании кислоты с постоянным расходом плавно увеличивалась скорость ее поглощения керном. В определенный момент произошло резкое изменение перепада давления, затем его снижение до нуля, что свидетельствует об образовании крупного фильтрационного канала (прокачано 1,5 V ). С этого момента принудительная прокачка кислоты была остановлена (рис. 1, а).
Кислотная обработка увеличила проницаемость образца для пластовой воды от 0,00071410-3 до 25,86-10-3 мкм2, для нефти - от 0,001610-3 до 23Д7-10-3 мкм2. Визуальный анализ образца показал, что произошел его гидроразрыв с формированием трещины в направлении, перпендикулярном напластованию (рис. 2).
Эксперимент № 2. Тот же самый кислотный состав был опробован на водонасыщенном образце: Кп = 8,87 %, кпр.абс =1,11910-3 мкм2, V = 2,466 мл. Расход кислоты 0к = 0,0255 мл/мин.
При прокачке 3У наблюдался большой разброс значений перепада давления (см. рис. 1, б), что интерпретируется как интенсивное взаимодействие вещества образца с кислотой. После прокачки 6^ор перепад снизился из-за увеличения размеров фильтрационных ка-
Рис. 2. Торцы образца после кислотной обработки
налов вследствие химической реакции. В ходе определения проницаемости для пластовой воды после прокачки кислоты отмечался малый перепад давления на торцах образца, что свидетельствует о незначительном фильтрационном сопротивлении движению воды. После прокачки 5У произошли скачкообразный рост перепада давления от 0,08 до 0,2 МПа и его дальнейшее снижение до нуля. Это явление обусловлено попаданием в дренируемый канал продуктов реакции, перекрытием канала и разрушением создавшейся «пробки» увеличенным перепадом давления. При повышении расхода кислоты до 10 мл/мин перепад давления оставался равен нулю (значение проницаемости при отсутствии перепада рассчитать невозможно), что свидетельствует об образовании крупного фильтрационного канала. Кислотная обработка увеличила проницаемость образца для пластовой воды от 0,19110-3 до 3,654-10-3 мкм2 (сравниваются значения проницаемости для воды до и после кислотной обработки, измеренные при 0к = 0,1 мл/мин). Следует учесть, что крупный фильтрационный канал образовался после интенсивной промывки образца водой (5У ) и выноса продуктов реакции из порового пространства.
Таким образом, увеличение депрессии/расхода кислоты в условиях низкопроницаемых образцов не приводит к формированию высокопроводящего канала. Вследствие крайне малой проницаемости керна для жидкости и отсутствия фильтрации желание создать высокопрово-дящий канал путем поддержания предельно высокого перепада давления между торцами образца может стать причиной его гидроразрыва. С целью получения объективных результато
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.