Экспериментальная оценка эффективности воздействия кислотных растворов различного состава на призабойную зону пласта скважин, вскрывающих терригенный коллектор Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.276.63

А.Ф. Соколов, А.В. Сутырин, С.Г. Рассохин, В.М. Троицкий, А.В. Мизин, В.П. Ваньков, А.Е. Алеманов, О.М. Монахова

Экспериментальная оценка эффективности воздействия кислотных растворов различного состава на призабойную зону пласта скважин, вскрывающих терригенный коллектор

Важнейшим элементом повышения эффективности эксплуатации скважин является сохранение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта. В большинстве случаев при первичном вскрытии не удается достигнуть проектного дебита скважины. Таким образом, приходится проводить работы по интенсификации притока углеводородов к скважинам, заключающиеся в очищении призабойной зоны, загрязненной в процессе бурения и цементирования или после продолжительной эксплуатации и ремонта (глушения) скважины. Кислотная обработка относится к химическим методам воздействия на пласт. При ее проведении химические агенты реагируют с породой пласта, а также с материалами и веществами, проникшими в призабойную зону и изменившими коллекторские свойства пласта в радиальном интервале фильтрации.

Технология вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения практически не отличается от технологии бурения всего ствола скважины, поэтому главным направлением работ по повышению качества вскрытия продуктивного пласта является решение задачи максимально возможного сохранения проницаемости продуктивных пород в призабойной зоне пласта. Буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта должны в наибольшей степени сохранять его естественные коллекторские свойства, обладать регулирующими структурно-механическими и реологическими свойствами. В статье представлены результаты экспериментальной оценки влияния на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта бурового и кислотных растворов (КР) различного состава, проведенных с целью восстановления естественной проницаемости призабойной зоны скважин, вскрывающих терригенный коллектор.

Экспериментальные исследования на керновом материале по улучшению ФЕС пород посредством закачки бурового раствора (БР) и жидкости интенсификации выполнялись на установке двухфазной фильтрации (табл. 1) по ОСТ 39-195-86 [1]. Проницаемость образца по газу определялась согласно ГОСТ 26450.0-85 [2], ГОСТ 26450.2-85 [3]. Процессы закачки БР и жидкостей интенсификации в образец изучались с учетом зарубежного [4, 5] и отечественного опыта [6-12], а также собственных методических наработок лаборатории физического моделирования

Ключевые слова:

терригенный коллектор, буровой раствор, призабойная зона скважины, химические методы воздействия, кислотный раствор, интенсификация притока, восстановление проницаемости.

Keywords:

terrigenous reservoir, borehole mud, well face,

chemical stimulation

methods,

acid bath,

well stimulation,

restoration

of permeability.

Таблица 1

Технологические параметры установки двухфазной фильтрации

Параметр Характеристика

Пластовое давление, Рпл, МПа < 70

Горное (обжимное) давление, Ргор, МПа < 70

Рабочая температура, °С 5-150

Скорость фильтрации флюидов в керне, м/сут 0,10-255

Диапазон задаваемых расходов при фильтрации, см3/мин 0,00001-25

Точность поддержания расхода насосами, % от установленного значения ± 0,3

Длина керна, м <1,0

Диаметр керна, м 0,03

многофазных процессов ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Исходный керновый материал представлял собой выбуренные параллельно напластованию цилиндрические образцы правильной формы длиной и диаметром около 3 см (табл. 2). С целью минимизации воздействия на структуру пористой среды образцы выпиливались без использования воды в качестве охлаждающей коронку жидкости. Их высушивали до постоянной массы при температуре 102-105 °С. За исходную принималась проницаемость по газу (азот) в пластовых условиях К абс в направлении, моделирующем приток углеводородов в скважине (газ фильтровался в направлении выхода-входа модели пласта).

Образцы представлены песчаниками от светло- до темно-серых с редкими ритмичными прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники - мелко-среднезернистые, реже крупно-средне-мелкозернистые до алев-ритистых. В составе преобладает мелко-среднезернистая размерность песчаного материала. Текстура пород в основном массивная, что определяет слабую анизотропию кол-лекторских и физических характеристик. Содержание кварца изменяется в диапазоне 45-80 %, полевых шпатов - 6-10 % (в отдельных прослоях до 30 %), обломков пород -10-25 %, почти повсеместно в коллекторах присутствуют чешуйки слюды (мусковит, биотит) в количестве 1-5 %. Цементирующая часть составляет от 4 до 30 %, в среднем 13-15 %.

В коллекторах, вскрытых практически во всех скважинах, присутствует незначительное количество глинистого цемента.

Поровое пространство коллекторов представлено преимущественно остаточными первичными порами и каналами, нередко измененными постседиментационными процессами. Поры межзерновые и внутри цементные, их форма обусловлена расположением обломочного материала и типом цементирующего материала. Межзерновые поры являются главенствующими в формировании полезной емкости песчаников пласта.

При исследовании изменения ФЕС модели пласта использовали КС1-полимерный буровой раствор (БР) в составе хлористого калия в качестве ингибитора набухания глин и полисахаридов - биополимера, крахмала, водорастворимых эфиров целлюлозы - для управления структурно-реологическими и фильтрационными показателями (табл. 3).

Эксперимент проводился при температуре 55 °С, Рпл = 26,24 МПа, Ргор = 43,47 МПа, репрессия БР на пласт составляла 1,3 МПа. Остаточной водонасыщенности в образцах породы не создавалось. В испытуемый образец при Рэф и постоянной репрессии в течение 15-20 ч закачивался базовый БР в направлении, обратном направлению, моделирующему приток углеводородов в скважину. Таким образом моделировали реальные условия возможного взаимодействие фильтрата БР с породой, поскольку восстановление притока

Таблица 2

Характеристика образцов из продуктивного горизонта, сложенного терригенными коллекторами

№ образца Длина, мм Диаметр, мм Масса перед сборкой,г Объемная плотность, г/см3 Минералогическая плотность, г/см3 Объем пор, К^ см3 Пористость, Кп, % Кпр.абс при Эффективном давлении Рэф, мД

5 2,36 2,68 50,3071 2,35 2,69 2,705 12,66 0,35

6 2,37 2,67 50,5816 2,36 2,68 2,540 11,87 0,39

21 2,36 2,66 50,3655 2,35 2,68 2,582 12,08 2,36

23 2,35 2,67 50,1402 2,34 2,68 2,679 12,54 4,05

8 2,24 2,65 47,8278 2,23 2,66 3,403 15,88 6,11

1 2,22 2,66 47,1351 2,20 2,65 3,651 17,04 9,85

2 2,91 3,06 47,3074 2,21 2,66 3,613 16,87 2,07

Таблица 3

Технологические параметры БР КС1-полимерного типа

Плотность, кг/м3 Показатель фильтраци, см3/30 мин Статическое напряжение сдвига, дПа Пластическая вязкость, мПас Динамическое напряжение сдвига, дПа рН

1050 7 43 14 112 9

углеводородов в скважину осуществляется в течение определенного период времени после вскрытия пласта (табл. 4).

В процессе воздействия БР на образцы породы продуктивного горизонта фильтрат БР проникал с одинаковой объемной скоростью порядка 0,002-0,003 см3/мин. Исключение составили образцы № 8 и № 23: объемная скорость фильтрации при прочих равных условиях составила 0,034 и 0,058 см3/мин соответственно. Образовавшаяся фильтрационная корка на торцевой поверхности образцов должна была остановить поток фильтрата БР через образцы породы, но этого не произошло, о чем свидетельствует рост накопленного объема фильтрата при воздействии на образцы породы (рис. 1). Следовательно, фильтрат БР будет проникать на большие расстояния вглубь продуктивного пласта.

Восстановление проницаемости образцов № 5 и № 6 составило соответственно 12,0 и 15,38 %, т.е., учитывая исходные значения Апр.а6с образцов в пластовых условиях (см. табл. 4), произошло ухудшение проницаемости вследствие воздействия фильтрата бурового раствора на керн.

Исходная Кпр.абс образцов № 8 и № 1 составляла 1,93 и 2,81 мД соответственно. В результате воздействия базового БР и его фильтрата проницаемость образца № 1 уменьшилась на 56,94 %, а образца № 8 - на 27,67 %. Применительно к образцу № 8 восстановление проницаемости соответствует стандартному уровню для БР подобного типа, а в отношении образца № 1 цифра означает кольматацию порового пространства (см. табл. 4).

В результате воздействия БР на образцы № 21, № 23 Кпр.фаз, напротив, увеличилась

Таблица 4

Результаты исследований влияния фильтрата БР на фильтрационные характеристики породы продуктивного горизонта, сложенного терригенными отложениями

№ образца Кппосле воздействия Рэф, % Кпр.абс при Рэф (обратн. направление), мД Время закачки БР, мин Накопленный объем закачки БР, см3/^ Накопленный объем принятого фильтрата БР, см3/^„ор Фазовая проницаемость по азоту при Рэф, •^.ф^ мД Восстановление проницаемо сти керна, %

5 12,66 0,1 1403,98 8,98/3,57 8,15/3,24 0,012 12,00

6 11,87 0,13 1271,00 7,75/3,23 7,09/2,96 0,020 15,38

21 12,08 0,84 1142,00 8,49/3,50 8,04/3,32 25,140 2992,86

23 12,54 1,64 1114,00 9,44/3,73 8,66/3,42 32,200 1963,41

8 15,88 1,93 1183,00 8,42/2,53 7,46/2,24 1,396 72,33

1 17,04 2,81 1107,00 9,79/2,72 8,73/2,42 1,210 43,06

¡¡6

3 5 см

4 3 2 1

10

10

о расход БР о расход фильтрата БР д объем БР -А- объем фильтрата БР

—й—

10,53

9,0 й

1С

О

7,5 6,0 4,5 3,0 1,5 0

10

100

101

Время воздействия БР, мин

Рис. 1. Расход и накопленный объем БР и фильтрата в условиях экспримента (см. ранее)

для образца породы № 6

в 29,9 и 19,6 раз соответственно. Возможно, это связано с растворением включений соли фильтратом БР.

Результаты исследований показывают, что низкое восстановление проницаемости образцов породы обусловлено неоднородностью структуры порового пространства, которая определяет вариативность степени подверженности отдельных образцов воздействию технологии первичного вскрытия буровым раствором.

Таким образом, экспериментально установлено, что воздействие БР на ФЕС продуктивного пласта, сложенного терригенными отложениями, неоднозначно. Наряду с кольмата-цией порового пространства призабойных зон эксплуатационных скважин возможно поглощение достаточно больших объемов базового БР в результате изменения поровой структуры породы продуктивного пласта.

Для восстановления проницаемости продуктивного пласта, загрязненного БР и его фильтратом, необходимо проводить мероприятия по интенсификации притока углеводородов. Метод интенсификации выбирается с учетом вида загрязнения и характеристики продуктивного пласта (пластового давления, проницаемости, пористости, трещинова-тости, напряженного состояния и анизотропии горных пород), результатов предыдущих работ по интенсификации, конструкции скважины и азимутального направления профиля наклонно направленной скважины. Более экономичными с точки зрения интенсификации притока пластовой продукции являются химические методы воздействия на приза-бойную зону пласта. Данные методы ведут к увеличению проницаемости за счет реакции

закачиваемых кислотных составов и растворителей с породами пласта, кольматантами и другими загрязнениями, образующимися в пласте в процессе вскрытия и эксплуатации скважины. Эффективность химической обработки зависит от правильности выбора рабочей жидкости.

Основное значение применительно к подбору рабочих жидкостей при интенсифицирующих обработках скважин имеют такие пластовые характеристики, как минералогический состав породы и ее проницаемость. Сложный и неоднородный минералогический состав тер-ригенных коллекторов затрудняет выбор рабочих жидкостей. Для интенсификации притока пластовой продукции в терригенном коллекторе широко используется глинистая (грязевая) кислота, представляющая собой смесь соляной и фтористоводородной кислот в различных соотношениях в зависимости от минералогии пласта (табл. 5). Глинокислотные растворы достаточно полно и быстро растворяют глинистые образования, составляющие вещественный материал породы и материал, цементирующий песчаник, а также глинистую корку, оставшуюся после бурения. В них тоже растворяются силикатные частицы породы, набухающие при контакте с фильтратом промывочных жидкостей. Следовательно, растворяющая способность глинокислотных растворов может быть высокоэффективно использована для обработки коллекторов, отличающихся очень большой водочувствительностью, и удаления из призабойной зоны пласта глинистых тонкодисперсных частиц (табл. 6).

При проведении глинокислотных обработок в песчаных пластах возможны следующие

Таблица 5

Рекомендуемые при обработке призабойной зоны пласта концентрации НС1 и HF [13]

Минералогический состав, % Проницаемость, мД

алеврит глина > 100 20-100 < 20

< 10 < 10 12 % HCl + 3 % HF 8 % HCl + 2 % HF 6 % HCl + 1,5 % HF

> 10 > 10 13,5 % HCl + 1,5 % HF 5 % HCl + 0,5 % HF 4,5 % HCl + 0,5 % HF

> 10 < 10 12 % HCl + 2 % HF 9 % HCl + 1,5 % HF 6 % HCl + 1 % HF

< 10 > 10 12 % HCl + 2 % HF 9 % HCl + 1,5 % HF 6 % HCl + 1 % HF

Таблица 6

Рекомендуемые для приготовления промывочных жидкостей концентрации HCl, %, [13]

Минералогический состав, % Проницаемость, мД

алеврит глина > 100 20-100 < 20

< 10 < 10 15 15 7,5

> 10 > 10 10 7,5 5

> 10 < 10 10 7,5 5

< 10 > 10 10 7,5 5

осложнения кроме образования побочных продуктов реакции:

• из-за ускоренной нейтрализации глино-кислота проникает в пласт лишь на небольшую глубину, в особенности при повышенной температуре (максимальная глубина проникновения 30 см);

• высокая растворяющая способность гли-нокислоты снижает прочность породы на границе забоя;

• в процессе реакции кислоты могут образовываться мелкодисперсные частицы, состоящие в основном из кварца или глинистых минералов, способные мигрировать вместе с потоком жидкости. Дестабилизация мелкодисперсных частиц приводит к быстрому снижению дебита флюида после кислотной обработки.

С целью устранения осложнений, вызванных глинистой кислотой, при интенсификации терригенного коллектора применяются другие композиции, например органические кислоты: лимонная, уксусная, муравьиная в смеси с фтористоводородной. Использование органических кислот снижает также скорость

коррозии металла и тенденцию к образованию смолистого осадка (табл. 7).

С целью растворения фильтрационной корки торцевая часть образца породы № 5 после загрязнения базовым БР и его фильтратом в течение 2 ч подвергалась солянокислот-ной обработке типа кислотной ванны раствором 15,5 % HCl + 1,3 % CH3COOH + 0,1 % неонола. Результат измерения ^пр.фаз образца породы после продувки азотом в направлении, моделирующем приток углеводородов в скважину, составил 0,0081 мД. По отношению к Кпр.фаз, измеренной после загрязнения БР, снижение составило 32,5 %. Закачка КР в составе 15,5 % HCl + 3,3 % HF + 0,1 % неонола, предусмотренного для обработки коллектора в периферийной (удаленной) зоне пласта, привела к полной кольматации образца породы: K ^ по азоту после обработки измерить не удалось.

Схему обработки образца породы № 6 несколько изменили (рис. 2, 3): вместо солянокис-лотной обработки типа кислотной ванны через образец профильтровали 4,8 объемов пор КР 15 % CH3COOH + 0,1 % неонола, а затем

Таблица 7

Результаты исследования влияния КР на ФЕС пород продуктивного горизонта,

загрязненных фильтратом БР

№ образца Кпр.фаз по аз°- ту исходная / после заг-рязн. БР при Рэф (обратное направление), мД ъ, с Время закачки КР, мин Накопленный объем закачки КР, см3 Количество закачанных объемов пор, д. ед. Плотность КР, г/см3 Кпр.фаз по азоту после обработки КР при Рэф (обратное направление), мД Восстановление проницаемости керна после обработки КР при Рэф (обратное направление), %

Состав КР: 15,5 % HCl + 1,3 % CH3COOH + 0,1 % неонола (кислотная ванна)

5 0,10/0,012 2,5182 120 - - 1,082 0,0081 67,5

Состав КР: 15,5 % HCl + 3,3 % HF + 0,1 % неонола

5 0,10/0,0081 2,5182 1276 12,02 4,77 1,092 0 0

Состав КР: 15 % CH3COOH + 0,1 % неонола

6 0,13/0,020 2,3959 531 8,58 3,58 1,019 0,0093 46,5

Состав КР: 15,5 % HCl + 3,3% HF + 0,1 % неонола

6 0,13/0,0093 2,3959 352 3,8 1,59 1,092 0 0

Состав КР: 15,5 % HCl + 1,3 % CH3COOH + 0,1 % неонола (кислотная ванна)

21 0,84/25,140 2,4239 120 - - 1,082 не измер. -

Состав КР: 15,5 % HCl + 1,3 % CH3COOH + 0,1 % неонола

21 0,84/25,140 2,4239 3 11,72 4,83 1,082 2,56 10,18

Состав КР: 15,5 % HCl + 1,3 % CH3COOH + 0,1 % неонола (кислотная ванна)

23 1,64/32,200 2,5311 120 - - 1,082 17,91 55,62

Состав КР: 15 % CH3COOH + 0,1 % неонола

23 1,64/17,91 2,5311 1,5 12,33 4,87 1,019 16,18 90,34

Состав КР: 10 % HCl + 0,3 % НТФ (нитрилотриметилфосфоновая кислота) + 0,1 % неонола

8 1,93/1,396 3,3252 330 14,14 4,25 1,053 0,93 66,60

Состав КР: 10 % HCl + 0,3 % НТФ + 1,0 % C6H7NO3S (сульфаниловая кислота) + 0,1 % неонола

1 2,81/1,210 3,602 23,6 9,45 2,62 1,063 1,03 85,12

¡18

„15 ^12

0* 10-3

10":

10-

1 о расход КР о расход фильтрата д

д объем КР д объем фил ьтрата j

Л

//

V

-А-Q— ___Х

12

10

100

0

101 102 103 Время воздействия KP, мин

Рис. 2. Расход и накопленный объем КР (15% СН3СООН + 0,1 % неонола) при фильтрации с репрессией 2,624 МПа, Рпл = 26,24 МПа, Ргор = 43,47 МПа. Образец породы № 6

7

7'

ем

0 10-2

о расход KP о расход фильтрата д объем KP д объем фильтрата

ШйШР 101 102 Время воздействия KP, мин

Рис. 3. Расход и накопленный объем КР (15,5 % HCl + 3,3 % HF + 0,1 % неонола) при фильтрации с репрессией 2,624 МПа, Рпл = 26,24 МПа, Ргор = 43,47 МПа.

Образец породы № 6

прокачали дополнительно 3,8 объемов пор КР 15,5 % HCl + 3,3 % HF + 0,1 % неонола. Если обработка образца породы № 6 уксусной кислотой с массовым содержанием 15 % привела к снижению ^пр.фаз на 53,5 %, что на 21 % хуже аналогичного показателя раствора, используемого для установки кислотной ванны при обработке образца № 5, то закачка КР состава 15,5 % HCl + 3,3 % HF + 0,1 % неонола, как и в предыдущем эксперименте, привела к полной кольматации образца.

Причиной кольматации порового пространства образцов породы явилось взаимодействие фтористоводородной кислоты с ионами кальция с образованием нерастворимого твердого осадка. Реакция образования осадка фторида кальция при избытке ионов Са2+ или при стехиометрическом соотношении Са2+ и F-:

Са2+ + 2F- ^ CaF2|.

8

6

9

4

6

2

3

6

5

4

3

2

1

Реакция образования осадка фторида кальция при избытке ИБ:

СаР2 + 2ИБ + 6И20 ^ Са(ИР2)2-6И20|.

Эксперимент по взаимодействию ИБ с раствором хлорида кальция показал, что реакция между катионами кальция и анионами фтора в растворе протекает практически мгновенно. Взаимодействие ИБ с ионами кальция в растворе СаС12 приводит к уменьшению в составе конечного обрабатывающего КР содержания ИБ по сравнению с запланированным количеством, а содержание соляной кислоты, наоборот, увеличивается. Фтористоводородная кислота в КР в первую очередь нейтрализует ионы кальция, находящиеся в технологической жидкости на забое скважины, а затем - и в по-ровых каналах породы продуктивного пласта с образованием нерастворимого фторида кальция, что приводит к кольматации порового пространства призабойной зоны эксплуатационной скважины нерастворимым соединением. При отсутствии ионов кальция ИБ способна взаимодействовать с галитом с образованием фторида натрия, а также с диоксидом кремния, входящими в состав породы.

Воздействие концентрированной (24 % и выше) соляной кислоты на пластовые воды хлоркальциевого и хлормагниевого типов плотностью 1,18 г/см3 и выше приводит к выпадению хлоридов солей в результате снижения их растворимости в кислых растворах. При меньшей концентрации ИСЬ выпадения солей из растворов не происходит. Карбонатно-натриевые, натриевые и сульфатно-натриевые воды не дают осадков при смешивании с соляной кислотой. Результаты экспериментальных исследований свидетельствуют, что использование фтористоводородной кислоты в составе КР для интенсификации продуктивного пласта возможно только при отсутствии ионов кальция в составе технологических жидкостей, применяемых как при первичном, так и при вторичном вскрытии пласта.

В дальнейших экспериментальных исследованиях влияния КР на фильтрационные характеристики пород продуктивного горизонта, загрязненных фильтратом БР, в качестве жидкостей интенсификации использовали следующие составы КР: 15,5 % ИС1 + 1,3 % СИ3С00И + + 0,1 % неонола; 15 % СИ3С00И + 0,1 % неонола; 10 % ИС1 + 0,3 % НТФ + 0,1 % неонола;

10 % HCl + 0,3 % НТФ + 1,0 % C6H7NO3S + + 0,1 % неонола. Установлено, что солянокис-лотными обработками типа кислотной ванны раствором 15,5 % HCl + 1,3 % CH3COOH + + 0,1 % неонола проницаемость образцов породы, загрязненных фильтратом базового БР, восстанавливается на 56-68 %.

Использование уксусной кислоты с массовой долей 15 % в качестве обрабатывающего раствора позволило восстановить на 46,5 % проницаемость загрязненных фильтратом базового БР образцов породы проницаемостью 0,02 мД и более чем на 90 % - образцов проницаемостью 18 мД. С одной стороны, за счет низкого значения поверхностного натяжения 27,8 10-3 Н/м (ниже значения только у этиловых спирта и эфира) уксусная кислота легко проникает в поровое пространство. С другой стороны, она используется в составах других КР в качестве замедлителя реакции. Эти свойства позволяют ей проникать на большие расстояния, если необходимо обработать периферийные (удаленные) и призабойную зоны пласта.

Кислотные растворы 15,5 % HCl + + 0,3 % НТФ + 0,1 % неонола и 15,5 % HCl + + 0,3 % НТФ + 1,0 % C6H7NO3S + 0,1 % неонола позволили восстановить проницаемость загрязненных фильтратом базового БР образцов породы на 67 и 85 % при исходной проницаемости образцов перед обработкой 1,4 и 1,2 мД соответственно.

Предварительными экспериментами установлена зависимость Кпр.фаз по азоту от водо-насыщенности для образца породы продуктивного горизонта при атмосферных условиях (давление 0,1 МПа) и температуре 22-23 °С (рис. 4). По результатам эксперимента определено значение остаточной водонасыщенности, приблизительно равное 64 %, выше которой Кпр.фаз керна по азоту начинает резко снижаться. Проницаемости, измеренные после обработки образцов породы КР различного состава, соответствуют области, превышающей критическую точку остаточной водонасыщенности. После воздействия КР различного состава образцы породы были высушены до постоянной массы в термошкафу, и их характеристики, измеренные после испытаний, сравнили с исходными данными: увеличились Кп (более 2 %), Упор (6-16 %), Кр.абс (3,5-9,5 раз) с одновременным уменьшением массы образцов (2-4 %) (табл. 8).

U Щ

С

н

U о

„Ню S u es

§ g f

е ^ н g S ^

s & н

R о

<ц

CS /-) о р

Ъ ан"

^ § к £ У

& 3

U

U С

н о

Й л

Л m

Ю

5 :§ s

ю Ее о

« О

О ) Ю п * CS "ч

« S

X и

ft S

и Э и а

й ь

¡3 й 4

си ^

К 2 ^

& й

&

я S

ft S

и Э и а

U

.§ ^ 'й

О ^ О

S й S

Es

а t

CS £

CS

ю о

ч 2

(U Щ

ft s

X1 « „

0 и i

1 'S

S л

« Ю о

си й

л а и И

CS

н о

Ю 3

CS S

ft о

Ю Г,

эт а

CS К

^ а

Ю S

О «

CS U

ю

о «

о

I

& 0 2 |

л

к ™

с й

CS g

Я Н

ÄiEßdgo

<N «N

C3 00

in T

<N

<N <N

<N «N

г- ^ o" 2

in T

JN

JN

JN

о S

<N 00 <N «N

\D

<N

\D

<N

\D

ГЧ «N

i; 00

CD 2 in T

\D

\o

\D

я ^ s 00

iN

00 ITl

-CT

ГЧ

00

0^8 ГЧ

0^8 00

% -£ n

ITl

« 103

0,4 0,6 0,8

Водонасыщенность, д. ед.

Рис. 4. Зависимость фазовой проницаемости керна по азоту от водонасыщенности при атмосферных условиях. Образец породы № 2

Кр.абс образца № 5 при = 25 МПа после воздействия КР восстановилась до уровня первоначальной. Применительно к образцу № 6 значение Кпр.абс при Рэф снизилось на 40 % по сравнению с исходными данными.

После обработки образцов породы № 1 (Кр.абс = 1,2 мД) и № 8 (Кр.абс = 1,4 мД) растворами составов 10 % HCl + 0,3 % НТФ + + 1,0 % C6H7NO3S + 0,1 % неонола и 10 % HCl + + 0,3 % НТФ + 0,1 % неонола расходы растворов установились на уровнях 0,75 и 0,58 см3/мин соответственно. Кпр.абс увеличилась приблизительно в 3,5 раза для образца № 1 и несколько меньше (в 3 раза) для образца № 8.

КР составов 15 % CH3COOH + 0,1 % неонола и 15,5 % HCl + 1,3 % CH3COOH + 0,1 % неонола способствовали увеличению Кпр.абс образцов № 21 и 23 в 7,7 и 9,5 раз при расходах растворов 6,7 и 8,3 см3/мин соответственно. Эффект воздействия КР 15 % CH3COOH + + 0,1 % неонола с ростом проницаемости образцов усиливается при прочих равных условиях. При обработке раствором 15 % CH3COOH + + 0,1 % неонола образца породы № 6, характеризующегося проницаемостью 0,13 мД, расход раствора составил 0,35 см3/мин.

Анализ результатов экспериментальной оценки эффективности воздействия КР различного состава на призабойную зону пласта

* * *

скважин, вскрывающих терригенный коллек- 23 °С установлена зависимость фазовой прони-

тор, позволяет сделать следующие выводы. цаемости по азоту от водонасыщенности поро-

1. С целью максимального сохранения вого пространства после кислотных обработок. ФЕС пласта необходимо разрабатывать БР та- По результатам эксперимента определено зна-ких составов, которые оказывают минимальное чение критической точки остаточной водона-влияние на пласт, и, следовательно, сократить сыщенности (~ 64 %), выше которой проницае-тем самым затраты на интенсификацию рабо- мость керна по азоту начинает резко снижаться. ты скважин. 4. Для повышения эффективности обра-

2. Использование фтористоводородной ботки породы продуктивного горизонта кис-кислоты в составе КР для интенсификации лотными растворами различного состава необ-продуктивного пласта возможно только при от- ходимо снизить водонасыщенность порового сутствии ионов кальция в составе технологи- пространства призабойной зоны.

ческих жидкостей, используемых как при пер- Механизм снижения водонасыщенности

вичном, так и при вторичном вскрытии пласта. порового пространства - это отдельная поста-

3. На образце породы продуктивного гори- новочная задача. зонта при атмосферных условиях и температуре

Список литературы

1. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой

в лабораторных условиях.- М.: Миннефтепром, 1986.

2. ГОСТ 26450.0-85. Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств. - М.: Издательство стандартов, 1985.

3. ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной

и нестационарной фильтрации. - М.: Издательство стандартов, 1985.

4. Тер-Саркисов Р.М. Компьютеризированные установки многофазной фильтрации

и их применение при разработке методов повышения конденсатоотдачи / Р.М. Тер-Саркисов, В.А. Николаев, С.Г. Рассохин и др. // Повышение углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. - С. 27-38.

5. Relative Permeability Coreflooding System with Data Acquisition and Control System: operating and instruction manual. - Tulsa: Temco Inc., 1995.

6. СТО Газпром 2-3.3-080-2006. Инструкция по кислотному воздействию на призабойную зону газовой скважины.

7. Басарыгин Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. - 632 с.

8. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин /

С.А. Рябоконь. - 2-е изд. - Краснодар, 2009. -293 с.

9. Сучков Б.М. Интенсификация работы скважин / Б.М. Сучков. - М.; Ижевск: НИЦ «Регулярная

и хаотическая динамика»: Институт компьютерных исследований, 2007. - 612 с.

10. Штрюбель Г. Минералогический словарь /

Г. Штрюбель, З.Х. Циммер. - М.: Недра, 1987.

11. Глинка Н.Л. Общая химия: учеб. пособие для нехим. спец. вузов / Н. Л. Глинка. -

24-е изд., испр. - Л.: Химия, Ленингр. отд-ние, 1985. - 702 с.

12. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного

и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов. - М.: Недра, 1971. - С. 18-19.

13. Гейхман М.Г. Кислотная обработка терригенных и карбонатных коллекторов: обзорн. информация / М.Г. Гейхман, Г. Л. Исаев, Н.Е. Середа и др. - М.: ИРЦ Газпром, 2007. -103 с. - (Разработка и эксплуатация газовых

и газоконденсатных месторождений).