ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Мезенцев Д.Н.¹, Квеско Н.Г.²

¹Аспирант, Национальный исследовательский Томский политехнический университет, ²Доктор технических наук, профессор, Институт нефти и газа, Сибирский федеральный университет

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Аннотация

Для образцов керна терригенного коллектора нефтяного месторождения выполнены фильтрационные исследования по изменению проницаемости по нефти при воздействии жидкостей глушения. Проведен анализ исследований, к применению рекомендованы составы, оказывающие наименьший негативный эффект.

Ключевые слова: жидкость глушения, продуктивный пласт, проницаемость, эксперимент.

Mezentsev D.N.¹, Kvesko N.G.²

¹Postgraduate student, National Research Tomsk Polytechnic University, ² Doctor of Engineering, Professor, Oil & Gas Institute,  SiberianFederalUniversity

EVALUATION OF THE EFFECT OF SILENCING FLUIDS ON THE FILTRATION CHARACTERISTICS OF TERRIGENOUS RESERVOIRS

Abstract

For core sample terrigenous reservoir oil field executed lab test to change of permeability for oil under the influence sealing liquid. Take analysis research, to use recommended compositions, render low negative effects.

Keywords: liquid killing, oil reservoir, permeability, lab test.

Моделирование фильтрационных процессов, протекающих в пласте, наряду с промысловыми данными, является важным дополнением при изучении и повышении эффективности разработки нефтяных месторождений. Преимуществом лабораторных исследований является возможность повторения опытов с одной и той же моделью пласта при различных условиях его проведения. Вместе с тем необходимо отметить, что лабораторные методы не могут в полной мере воссоздать реальные условия течения пластовых процессов.

Процесс глушения скважины – один из важнейших в технологической цепи нефтедобывающей отрасли. Его лабораторное моделирование дает возможность оценить степень негативного влияния жидкости глушения и её дальнейшее применение в условиях конкретного месторождения.

Основными отрицательными факторами, влияющими на проницаемость продуктивного пласта при глушении, являются [1..4]: поглощение жидкости глушения; снижение дебита скважин и увеличение обводнения; долгий период выхода на рабочий режим; образование нерастворимых осадков в результате взаимодействия с пластовыми флюидами; набухание глинистых компонентов пород-коллекторов в результате гидратации; образование в пласте стойких водонефтяных эмульсий; снижение фазовой проницаемости для нефти.

Основной целью работы является качественная и количественная оценка эффективности жидкостей глушения при моделировании процессов глушения.

Подбор жидкостей и проведение экспериментов.  В настоящее время существует большое количество жидкостей глушения для подготовки скважин к технологическому ремонту в различных геологических условиях.

На территории Западной Сибири в качестве жидкости глушения в основном применяется жидкость на водной основе. Объясняется это доступностью, простотой технологии и возможностью приготовления жидкостей глушения без существенных затрат в условиях промыслов.

Жидкости глушения на углеводородной основе оказывают минимальное отрицательное воздействие на призабойную зону пласта, но по ряду причин не получили широкого применения (пожароопасность, дороговизна, негативное влияние низких температур, загрязнение окружающей среды).

Анализ публикаций и нормативных документов, в соответствии с поставленными задачами, позволяет сформулировать следующие требования к жидкостям глушения [2,3]:

1. Надежность глушения на весь период ремонта скважины;
2. Минимальное влияние на фильтрационно–емкостные свойства;
3. Соответствие современным требованиям охраны труда и экологии;
4. Термостабильность в широком диапазоне температур и отсутствие механических примесей (диаметр частиц более 2 мкм);
5. Взрыво– и пожаробезопасность, нетоксичность;
6. Низкая себестоимость производства жидкости глушения и её компонентов.

Изготовление жидкостей глушения на солевой основе производится с обеспечением расчетной плотности и стабильности раствора во времени, минимальной стоимости, коррозионной активности и температуры кристаллизации.

Методика проведения эксперимента. Методика регламентирует основные параметры по определению влияния закачиваемой жидкости глушения на фильтрационные характеристики призабойной зоны. Условия эксперимента должны обеспечить сохранение или воспроизведение естественных физико-химических характеристик системы порода − пластовые флюиды, поддержание в процессе эксперимента значений температуры и давления, соответствующих пластовым. Определение изменения проницаемости после воздействия технологической жидкостью глушения производится с использованием пластовых или модельных жидкостей. На применяемых лабораторных установках можно варьировать скорость прокачки от 0,01÷25 см³/мин, в зависимости от условий заказчика. Выбор режима фильтрации − поддержание постоянного расхода, либо поддержание постоянного давления на входе определяется при планировании лабораторных исследований. В данной работе использовался режим постоянного давления.

Моделирование процессов глушения и восстановления притока нефти проводилось на специальной установке в пластовых условиях. Подготовительные мероприятия проводились согласно РД 39−0147710−218−86 [5] и включали: создание остаточной водонасыщенности в образце керна; загрузку образца керна в кернодержатель установки; вытеснение из образца воздуха (газа) фильтрацией через образец керосина, повышение давления и температуры до пластовых значений; создание условий начальной нефтенасыщенности фильтрацией через образец модели пластовой нефти.

По завершении формирования условий пласта образец выдерживается в течение 16−24 часов при пластовых значениях температуры и давления. После выдержки определяется проницаемость К₀ⁱ образца по нефти при фильтрации в прямом направлении на последовательно устанавливаемых перепадах давления 0,5; 1 атм. Возможная глубина проникновения фильтрата была принята 1,75 метра, при пересчете в лабораторный масштаб это значение близко к перепаду давления 0,5 атм. Для моделирования ситуаций в скважинах с различной глубиной проникновения фильтрата и разным уровнем депрессии создавался перепад давления в 1 атм.

Фильтрация жидкости глушения осуществлялась в обратном (относительно движения нефти) направлении при расходах до 0,1 см³/мин при максимальном перепаде давления не более 3 МПа и закачке не менее трех поровых объемов жидкости глушения. Затем образец выдерживался не менее 24 часов, после чего определялась проницаемость К₁ⁱ образца по нефти при фильтрации в прямом направлении на перепадах давления 0,5; 1 и 3 атм. Коэффициент восстановления проницаемости рассчитывался по формуле:

где β_i–коэффициент изменения проницаемости при перепаде давлений ∆Рi; K₀ⁱ− проницаемость для нефти до воздействия жидкости глушения, мкм²; K₁ⁱ− проницаемость для нефти после воздействия жидкости глушения, мкм².

Результаты фильтрационных исследований. Эксперименты проводились на образцах керна терригенного разреза нефтяного месторождения, средние значения проницаемости по газу – 42,7 мкм²∙10^-3, пористость – 18,1 %.

Для моделирования процесса глушения, а также с целью выбора лучшей из предложенных добавок и готовых товарных форм жидкостей глушения, для детальных экспериментов на керне нефтяного месторождения были предложены составы, представленные в таблице.

Таблица - Состав жидкостей глушения для моделирования

№ опыта База раствора Добавки 1 Вода сеноманского горизонта – 2 Инвертно-эмульсионный раствор (ИЭР) – 3 Вода сеноманского горизонта Нефтенол К, 0,5 % 4 Вода сеноманского горизонта Концентрат ГФ-1, 0,2 %

 

На рисунке приведены результаты фильтрационных исследований.

Рис. 1 – Коэффициент восстановления проницаемости по нефти при моделировании процесса глушения

Из графика видно, что минимальное негативное воздействие на керн нефтяного месторождения оказывают составы ИЭР и Нефтенол К. После воздействия этих составов К_восст проницаемости по нефти составил 0,7÷0,85 д.ед. Низкие значения коэффициента восстановления были получены при использовании чистой воды сеноманского горизонта и состава РМД-5. Коэффициент восстановления составил 0,05÷0,2 д. ед. от начальных значений проницаемости. Из представленных растворов, только ИЭР имеет углеводородную основу, остальные составы применялись как добавки к воде сеноманского горизонта.

Выводы. Лабораторные исследования позволяют оценить эффективность применения разных жидкостей глушения в условиях конкретного месторождения и возможность его дальнейшего применения. Отмечен положительный эффект при использовании специальных добавок, а также готовых товарных жидкостей глушения.

 

Литература

1. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. − М.: Гостоптехиздат, 1962. − 572 с.
2. Рябоконь С. А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. − Краснодар: ООО «Просвещение-Юг», 2002. − 337 с.
3. Тиаб Дж., Доналдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов − М.: ООО "Премиум Инжиниринг", 2007. − 868 с.
4. Мусабиров М. Х. Сохранение и увеличение продуктивности нефтяных пластов. – Казань: Изд-во «Фэн», 2007. – 422 с.
5. Единая отраслевая методика по определению в лабораторных условиях параметров, характеризующих коллекторские свойства пласта РД 39–0147710–218–86. – Москва, 1986. – 110 с.