CC BY
21
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИИ
УДК 553.982.2+553.982.2
ХАРАКТЕРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ МЕХАНИЗМА ВЛИЯНИЯ ГЛИНОКИСЛОТНОГО РАСТВОРА НА СТЕПЕНЬ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН, ВСКРЫВШИХ ТЕРРИГЕННЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ
© В.Ф. Калинин
АО «Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики», Саратов
DOI:10.24412/1997-8316-2022-108-33-57
Аннотация: представлены результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований по влиянию литолого-физических и технико-технологических факторов на эффективность глинокислотной обработки терригенных коллекторов. Отражены характерные особенности механизма. Представлены критерии, принципы и физико-химические основы выбора оптимальной технологии кислотной обработки терригенных коллекторов, обеспечивающие высокую эффективность проведения ГКО продуктивных пластов в различных геолого-физических условиях.
Ключевые слова: глинокислотная обработка, терригенные коллекторы, глинистость, растворимость, пористость, проницаемость, рецептура кислотного раствора
E-mail: nedra.nvniigg@rusgeology.ru
CHARACTERISTIC FEATURES OF THE MECHANISM OF THE INFLUENCE OF MUD-ACID SOLUTION ON THE DEGREE OF INCREASE IN THE PRODUCTIVITY OF WELLS THAT HAVE PENETRATED TERRIGENOUS RESERVOIRS
© V. Kalinin
JSC «Lower Volga Research Institute of Geology and Geophysics», Saratov
Abstract: the results of theoretical, laboratory and field studies on the influence of lithological-physical and technical-technological factors on the efficiency of clay-acid treatment of terrigenous reservoirs are presented. The characteristic features of the mechanism are reflected. Criteria, principles, and physical and chemical bases for choosing the optimal technology for acid treatment of terrigenous reservoirs are presented, which ensure high efficiency of GKO in productive formations under various geological and physical conditions. Keywords: clay acid treatment, terrigenous reservoirs, clay content, solubility, porosity, permeability, acid solution formulation
Увеличение проницаемости породы-коллектора при воздействии глино-кислотного раствора - многофакторный процесс, поэтому степень улучшения фильтрационно-емкостной характеристики пласта и эффективности его глинокислотной обработки (ГКО) определяется всем комплексом взаимосвязанных литолого-физических свойств породы и технико-технологических особенностей процесса её проведения [1-12]:
• соотношением глинистости, пористости и проницаемости коллектора;
• растворимостью породы в кислотах;
• содержанием глинистых минералов в цементе породы пласта;
• водо-газо-нефтенасыщенностью;
• составом углеводородной фазы. Исследованиями [4] показано, что по
мере увеличения глинистости (свыше 6,0%), содержания в цементе породы хлорита (свыше 5,0 % объёма фракции<0,001 мм) и гидрослюды (свыше 17 % объёма фракции<0,001 мм) и общего снижения фильтрационно-емкостной характеристики (т<=7,6% и к<=0,02 мкм2) коллектора отмечается весьма существенное снижение проницаемости породы-коллектора после
Рис. 1. Влияние глинистости и фильтрационно-емкостной характеристики породы-коллектора пласта БС102+3 Тевлино-Русскинского месторождения на эффективность глинокислотной обработки Проницаемость (показано цифрами) 11-121 ; а- кривая изменения проницаемости. Пористость (показано цифрами): 1П-12П; б- кривая изменения пористости. Глинистость (показано условными знаками): 1-12; в - кривая изменения глинистости.
проведения ГКО. И наоборот, по мере улучшения фильтрационно-емкостной характеристики породы-коллектора и снижения его глинистости наблюдается устойчивая тенденция увеличения его проницаемости после проведения глинокислотной обработки (рис. 1) [4].
В результате выполненных нами лабораторных исследований на керновом материале были установлены граничные значения пористости, проницаемости и глинистости породы-коллектора, при оптимальном сочетании которых целесообразно эффективное проведение ГКО, а именно:
- при пористости породы т >13,75% и соответствующей ей проницаемости к> 0, 065 мкм2 и глинистости породы, не превышающей С гл< 7,5 %.
Как ранее отмечалось, эффективность растворения глинистой фазы коллектора кислотным раствором определяется её минералогическим составом.
Напомним, что в первую очередь под воздействием глинокислотного раствора растворяются гидрослюды, в меньшей степени хлорит, а наиболее устойчивым к кислотной агрессии является каолинит (табл. 1). Это означает, что при высоком содержании каолинита в составе глинистого цемента для обеспечения эффективного его растворения и улучшения фильтрационно-емкостной характеристики породы-коллектора потребуется более продолжительное время на его реагирование с кислотным раствором, по сравнению с гидрослюдами и хлоритом.
Изучение минеральных преобразований терригенных коллекторов при глинокис-лотной обработке позволило выявить определенную стадийность и интенсивность минеральных превращений [4]: начальная; промежуточная, интенсивная, конечная.
Именно гидрослюды и монтмориллониты главным образом и в первую очередь реагируют с глинокислотным раствором в течение начальной и промежуточной временных стадий их разложения (рис. 2). Эти явления обусловлены скоростью и степе-
нью разложения различного типа глинистых минералов в среде глинокислотного раствора.
В соответствии с характерными особенностями строения кристаллической решётки глинистых минералов, наибольшая скорость и степень разложения их наблюдается у слоистых монтмориллонитовых, хлоритовых и гидрослюдистых минералов, а наименьшая у каолинита.
Интенсивное разложение каолинитовых глинистых минералов, как наиболее устойчивых к кислотной агрессии, наблюдается при их реагировании с глинокислотным раствором в течение более поздних - интенсивной и конечной - временных стадий. Повышенная устойчивость каолинита к кислотной агрессии позволяет использовать структурное совершенство его кристаллической решетки в качестве минералогического критерия при выборе режима глинокислотной обработки [4,10 - 11].
Для каждого литотипа породы-коллектора с учетом интенсивности разложения в кислотном растворе слагающих его ми-
нералов выбирается соответствующая технология проведения ГКО. Исследование механизма влияния литолого-физических свойств породы-коллектора на эффективность проведения ГКО позволяет отметить следующее [1-6,10-11]:
• литолого-физические свойства породы-коллектора предопределяют воз-можность эффективного улучшения ее фильтрационной характеристики под воздействием глинокислотного раствора, а оптимальный выбор технологических параметров проведения ГКО, соответствующих геолого-физической характеристике пласта, обеспечивает реализацию этих возможностей и успешность ее осуществления;
• эффективность ГКО возрастает по мере улучшения фильтрационно-емкостной характеристики породы-коллектора, снижения ее глинистости и увеличения соотношения каолинита к гидрослюде в составе глинистой фазы, поскольку растворимость каолинита, как ранее отмечалось, достигает С=59-78%, что гораздо выше растворимости гидрослюд С=21-22%;
Таблица 1.
Состав и характер изменения силикатов фракции менее 0,001 мм пород-коллекторов Тевлино-Русскинского месторождения в процессе глино-кислотной обработки [4]
Неизмененная порода Начальная зона разложения Промежуточная зона разложения Зона интенсивного разложения Конечная зона разложения
1 2 3 4 5
КАОЛИНИТ Структурно совершенный Небольшое ухудшение структурного совершенства Потеря структурного совершенства Разрушен в значительной степени Наблюдаются незначительные реликты или минерал отсутствует
ХЛОРИТ Свежий магнезиальный и магнезиально-железистый Свежий или слабо вермикулитизированный Потеря струк-тур-ного совершенства, иногда минерал в значительной степени разрушен Наблюдаются незначительные реликты или минерал полностью разрушен
ГИДРОСЛЮДА Диоктаэдрического, реже триоктаэдрического типов Свежая или частично разрушена Фиксируются следы или минерал полностью разрушен
• наиболее полное и глубокое разложение глинистых минералов под воздействием глинокислотного раствора происходит в наиболее проницаемых высокопористых среднезернистых песчаниках, содержащих крупные поровые каналы, по которым легко осуществляется транспортировка кислотного раствора в процессе закачки его в пласт и удаление продуктов реакции из пласта при освоении скважины;
• степень увеличения проницаемости средне- и мелкозернистых песчаников повышается по мере возрастания удельных объемов глинокислотного раствора, закачиваемого в пласт, и увеличения продолжительности времени его реагирования и степени разложения глинистых минералов (рис. 3);
• при низкой степени разложения глинистых минералов, т.е. при недостаточно продолжительном времени реагирования
глинокислотного раствора с песчаниками, проницаемость их снижается;
• продолжительность нейтрализации гли-нокислотного раствора в низкопроницаемых тонкозернистых песчаниках и степень увеличения их проницаемости гораздо ниже, чем в высокопроницаемых средне- и крупнозернистых песчаниках, и заканчивается на стадии промежуточного неполного разложения глинистых минералов.
Это происходит по следующим причинам:
• более высокой глинистости, по сравнению с высокопроницаемыми коллекторами;
• более высокого содержания слаборастворимых гидрослюдистых минералов, по сравнению с каолинитом;
• более высокой скорости растворения гидрослюдистых минералов в глинокис-лотном растворе, по сравнению с каолинитом;
Дифрактограммы минералов фракции < 0,001 мм
Зоны разложения
Давление подачи глинокислотного раствора, МПа
Поведение фр. < 0,001 мм
Изменение проницаемости после ГКО
Номер образца
Зона конечного разложения
1,2
Сократилась на 0,1%
Выросла в 2,6 раза
37 б
Зона интенсивного разложения
1,0
Сократилась на 1,7%
Выросла в 1,7 раза
37 а
Песчаник до ГКО
37
Рис. 2. Характер изменения проницаемости песчаников разнозернистых в зависимости от степени разложения минералов фракции<0,001 мм и давления закачки глинокислотного раствора в образцы керна длиной 5 см и
диаметром 3 см, выполненных на установке УИПК-1М.
Дифрактограммы
минералов фракции < 0,001 мм
Зоны разложения
Давление подачи глинокислотного раствора, МПа
Поведение фр. < 0,001 мм
Изменение проницаемости при ГКО
Номер образца
Зона конечного разложения
7,0
Сократилась на 4,0%
Снизилась в 15,7 раза
45б
2,5
Сократилась на
3,9%
Выросла в 1,1 раза
3а
Зона интенсивного разложе-
6,5
Сократилась на
5,7%
Снизилась в 1,9 раза
44б
2,1
Сократилась на
1,3%
Сократилась на
5,3%
33б
Зона промежуточного разложения
2,3
Сократилась на
5,3%
Выросла в 1,4%
45а
7,0
Сократилась на
0,2%
Снизилась в 2,2 раза
44а
Зона начального разложения
2,3
Сократилась на 0,8%
Снизилась в 1,2%
33а
Порода до ГКО
44
Рис. 3. Характер изменения проницаемости мелкозернистых песчаников в зависимости от степени разложения минералов фр. < 0,001 мм и давления закачки глинокислотного раствора в образцы керна длиной 1= 5 см и
диаметром d= 3 см на установке УИПК-1М.
ния
• высокой удельной поверхности фильтрации породы;
• малых поперечных размеров поровых каналов;
• низкой их фильтрационной способности;
• высокой водонасыщенности породы-коллектора;
• низкой величины коэффициента проточ-ности поровых каналов;
• высокой величины коэффициента извилистости поровых каналов;
• низкого удельного объема кислотного раствора, приходящегося на единицу площади поверхности контакта кислоты с породой (Ук / Vп);
• затрудненного перемещения глинокис-лотного раствора в поровых каналах в процессе закачки его в пласт;
• неполного разложения глинистых минералов;
• недостаточно эффективного удаления из ПЗП продуктов реакции.
При глинокислотной обработке извест-ковистых песчаников плавиковая кислота вследствие более высокой скорости её реагирования с карбонатами, по сравнению с силикатами, в основном расходуется на растворение карбонатов, присутствующих в породе в виде цементирующего вещества, и лишь малая часть ее участвует в растворении глинистых минералов и кварца. Поэтому применение глинокислотных растворов при обработке песчаников с низким содержанием карбонатов (менее 3,0-4,0%) обеспечивает достаточно высокую эффективность работ по ГКО.
Большая часть плавиковой кислоты, оставшейся после реагирования с карбонатами, участвует наряду с соляной кислотой в растворении глинистого цемента и кварца, тем самым она предотвращает образование застудневающего геля кремниевой кислоты
(^Юз).
Важно отметить, что количество растворённой глины прямо пропорционально концентрации ОТ в кислотном растворе. И если в 1м3 2 % кислотного раствора ОТ
растворяется 36 кг глины [2], то в 4% растворе ОТ растворится глины, видимо, в два раза больше.
Кроме того, продолжительность реагирования ОТ с терригенными коллекторами в глубокозалегающих пластах (свыше 3000 м) снижается в 4 раза и более (если учесть и влияние более высоких пластовых давлений), по сравнению с её продолжительностью реагирования с терригенными коллекторами, залегающими на меньших глубинах до 1000-1500 м, где пластовые температуры и давления, как правило, не превышают, соответственно, Т=25-35 °С и Р =12-17 МПа.
1 пл
Необходимо подчеркнуть, что скорость реакции ОТ с терригенными коллекторами и продолжительность её истощения прямо пропорциональны соотношению между его удельной поверхностью фильтрации и объёмом кислотного раствора.
Эффективность ГКО в максимальной степени зависит от глубины проникновения глинокислотного раствора в пласт в активном состоянии; концентрации ОТ1 в растворе; скорости реакции ОТ с терригенными коллекторами; продолжительности её истощения (нейтрализации); и что особенно важно - от соотношения между удельной поверхностью фильтрации породы-коллектора и объёмом кислотного раствора, находящимся в пустотном пространстве породы, т.е. от его пористости.
Величина удельной поверхности фильтрации породы-коллектора зависит от степени дисперсности частиц, слагающих её, и в этой связи определяет её адсорбционную способность, водонефтенасыщенность и интенсивность проявления молекулярно-поверхностных сил на контактах жидкости и породы.
Они несущественны в грубозернистых породах из-за малого, по сравнению с мелкозернистыми породами, соотношения числа поверхностных и объёмных молекул, находящихся внутри самой жидкости.
Однако по мере увеличения удельной поверхности фильтрации породы данное
соотношение возрастает и становится соизмеримым с числом объёмных молекул. А это означает, что при проникновении кислотного раствора в пласт и, соответственно, замещении поверхностных молекул связанной воды на молекулы кислотного раствора скорость его реагирования и продолжительность нейтрализации находятся в полном соответствии с величиной удельной поверхности фильтрации породы и объёмом кислотного раствора в его пустотном пространстве. Максимальная глубина проникновения кислоты в пласт в активном состоянии функционально связана с объемной скоростью закачки кислоты в пласт, временем нейтрализации кислотного раствора и удельным объемом закачиваемой кислоты следующим соотношением:
время нейтрализации. С другой стороны, как видно из соотношения [8]:
V =Q Т = л(гр2 - гс2^т .
(1)
Бф =8230/(к/т)1/2,
(3)
При этом глубина проникновения кислоты в пласт определяется из соотношения:
Ь=(г - гс)=-^- , (2)
пт^гр + гс)
где т - пористость пласта в долях единицы; h - толщина обрабатываемого интервала пласта; Q - объемная скорость закачки кислоты в пласт; гр - радиус проникновения кислоты в пласт в активном состоянии; г -
с
радиус скважины; Т - время нейтрализации кислоты; V - объем закачиваемой кислоты в пласт; п =3,1.
Как видно из соотношений (1-2), глубина проникновения кислоты в пласт L определяется, с одной стороны, пористостью пласта, а с другой - временем нейтрализации кислоты с породой. Определение величины времени нейтрализации кислоты с породой довольно сложно, так как она определяется и скоростью реакции кислоты с породой, и удельной ее поверхностью, пористостью и проницаемостью.
Дело в том, что при одной и той же скорости реакции кислоты с породой чем больше удельная поверхность породы, тем меньше
где Sф— удельная поверхность фильтрации породы-коллектора, см2/см3; к — проницаемость породы-коллектора, мд; т — коэффициент пористости породы-коллектора, %; определяющего величину удельной поверхности фильтрации породы Sф, одна и та же величина удельной поверхности фильтрации породы может быть как при низкой пористости и проницаемости породы, так и при высоких значениях этих характеристик (рис.4).
Например, при пористости т=15 % и проницаемости = 375,0*10-3 мкм2 удельная поверхность фильтрации породы равна S=1646 см2/см3.
Однако почти та же величина удельной поверхности фильтрации терригенных коллекторов будет и при пористости коллектора т=10 % и его проницаемости к=250*10-3 мкм2, как и в том случае, когда пористость породы равна т=20%, а её проницаемость составляет к=500*10-3 мкм2 (мд) или при т=25 % и к=625,0*10-3 мкм2.
Следовательно, при одной и той же величине удельной поверхности фильтрации объемы порового пространства породы и количество заполняющего его кислотного раствора будут неодинаковы и, как видно из представленных расчётов, в высокопористых коллекторах почти в 1,5-2,5 раза выше, чем в низкопористых разностях. А это означает, что продолжительность нейтрализации глинокислотного раствора в крупнозернистых высокопористых песчаниках, содержащих большее количество кислотного раствора, будет более длительной, нежели в мелкозернистых песчаниках с низкими коллекторскими свойствами (низкой пористостью, проницаемостью и высокой водо-насыщенностью).
Таким образом, при одинаковой удельной поверхности фильтрации породы, но
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
разной её пористости глубина проникновения кислоты в пласт, как это видно из формулы (18), будет различной, и возрастать по мере увеличения пористости породы, а, следовательно, и объема её порового пространства, и объёма, находящегося в нём кислотного раствора, и продолжительности его нейтрализации, т.е. реагирования его с породой-коллектором.
Удельная поверхность фильтрации представляет собой суммарную поверхность поровых каналов, содержащихся в единице объема породы, по которым осуществляется фильтрация кислотного раствора, т.е. /V .
ф к п
Соотношение между объемом кислоты, находящейся в пустотном пространстве породы V и поверхностью её контакта с по-ровыми каналами породы Sк можно рассматривать как соотношение между объемом порового пространства породы Упор, занятого кислотой, и суммарной поверхностью порового пространства породы, контактирующего с кислотой S , т.е. в виде :
V ^ .
пор к
Или с учетом пористости пласта т в виде Ут получим соотношение между удельной поверхностью породы и удельным объемом кислоты на единицу поверхности ее контакта с породой:
V ^ =У ^ =У ^ =У ^фУ=т^ф (4)
пор к т к к к т ф ф
или
Sф/m=S /V .
ф к к
(5)
Таким образом, используя соотношение (4), можно определить время нейтрализации кислоты в пределах пласта, исходя из данных о времени нейтрализации кислоты в лабораторных условиях при соотношении
кк
Это позволяет внести коррективы в величину продолжительности нейтрализации
глинокислотного раствора в пластовых условиях и определить не только максимальную глубину проникновения кислоты в пласт в активном состоянии, но и удельный объем кислоты в расчете на 1м толщины пласта в соответствии с его термобарической характеристикой, фильтраци-онно-емкостными параметрами, удельной поверхностью фильтрации породы и объемной скоростью закачки кислотного раствора в пласт.
Алгоритм определения максимальной глубины проникновения кислотного раствора в пласт в активном состоянии следующий:
• по данным исследования скважины определяют термобарическую характеристику пласта;
• на основании исследования кернового материала получают удельную поверхность фильтрации породы из соотношения (3) (рис. 4);
• на основании лабораторных исследований на керновом материале вычисляют скорость растворения породы и продолжительность нейтрализации заданного кислотного раствора с породой-коллектором.
Исходя из заданной объёмной скорости закачки кислотного раствора в пласт и продолжительности его нейтрализации, определяют из соотношения (1) максимальную глубину проникновения кислотного раствора в пласт в активном состоянии.
В зависимости от максимальной глубины проникновения кислотного раствора в пласт и пористости породы-коллектора определяют необходимый удельный объём кислотного раствора для закачки его в пласт в расчете на 1м толщины продуктивного пласта.
В лабораторных условиях на основе исследования кернового материала для достижения максимального эффекта от гли-нокислотной обработки пласта подбирают оптимальные параметры проведения данной технологической операции. Затем при
соотношении V ^ =1см3/см2 рассчитают
к к Г
время нейтрализации кислоты в пластовых условиях при ее проникновении в породу-коллектор пласта. Учитывая прямо пропорциональную зависимость времени нейтрализации кислоты от соотношения объема кислоты, приходящейся на единицу поверхности контакта ее с породой, получаем вывод: при увеличении поверхности контакта кислоты с породой в два раза, т.е. при Vк/Sк=0,5см3/см2 , либо при аналогичном уменьшении концентрации ОТ в кислотном растворе в 2 раза продолжительность времени нейтрализации кислотного раствора, соответственно, та же уменьшается в два раза.
Результаты выполненных нами исследований, представленные в табл.2, свидетельствуют о том, что при растворении глинистой фазы песчаника в среде глинокис-лотного раствора наблюдается увеличение пористости и проницаемости породы-коллектора на 5,7 %, что приводит к увеличению коэффициента продуктивности скважины. Степень увеличения проницаемости
породы-коллектора р, вследствие растворения её глинистой фазы в кислотном растворе и, соответственно, увеличения пористости породы определялась по формуле [10]:
(шУР-ш)2 = (0, 1 4229)3( 1 -0,14)2 в ш3 (1-ш1)2 (0, 1 4)3 ( 1-0, 1 4229)2 '
= 1,057. (6)
При увеличении концентрации ОТ в кислотном растворе в два раза, т.е. до 4% ОТ, прямо пропорционально возрастёт и количество растворившегося глинистого вещества в породе (до 72 кг), что приведет, соответственно, к увеличению её пористости на 0,426% и проницаемости на 10,5 % , а также к увеличению коэффициента продуктивности скважины.
Увеличение соотношения SVш, пла-
Ф '
стовой температуры и давления, что характерно для глубокозалегающих пластов с низкими коллекторскими свойствами, приводит к ускорению процесса реагирования кислотного раствора с породой-коллек-
\ — . . ----- ------------ - ------- --------------- ...... -------- —:--------
--------- —-— — - -
\
------- -----V- ------------- ------- ------ --------
-------------
5 6
г\-з...„.г0/ и/2
10
К/М,(10 мкм %)
Рис. 4. Зависимость удельной поверхности фильтрации от проницаемости и пористости для терригенных пород
тором вследствие увеличения количества поверхностных молекул кислоты по сравнению с количеством объёмных молекул, что ускоряет процесс её истощения (нейтрализации). В этих условиях при закачке в них больших удельных объёмов высококонцентрированных кислотных растворов произойдёт образование в ПЗП излишне большого количества продуктов реакции в течение непродолжительного времени её реагирования. В условиях низких коллек-торских свойств пласта при несвоевременном удалении из него продуктов реакции это вызовет вторичную кольматацию ПЗП и приведёт к негативным последствиям ГКО. Поэтому для повышения эффективности ГКО глубокозалегающих терригенных коллекторов, характеризующихся высокими пластовыми температурами и давлениями, резко ускоряющими процесс растворения силикатов, целесообразно ограничить применение кислотных растворов с большим содержанием плавиковой кислоты до 2,5-3,0 % и продолжительность их реагирования до 4-5 часов с учётом времени на
извлечение продуктов реакции из пласта, которое особенно возрастает по мере увеличения глубины его залегания и объёма закачанного в пласт кислотного раствора.
При кислотной обработке терригенных коллекторов, залегающих на небольшой глубине, и, следовательно, характеризующихся низкими пластовыми давлениями и температурами, целесообразно повысить содержание плавиковой кислоты в растворе до 4,0-5,0% и увеличить продолжительность её реагирования до 8-9 часов, чтобы обеспечить высокую эффективность работ.
Вместе с тем и концентрация соляной кислоты в глинокислотном растворе выбирается в оптимальных пределах (10,015,0%), поскольку при более высокой концентрации HCl в растворе возникает нежелательный процесс гелеобразования продуктов реакции при взаимодействии её с силикатами, и при её полной нейтрализации может привести к резкому снижению проницаемости породы-коллектора. Поэтому продолжительность реагирования гли-
Таблица 2.
Влияние воздействия глинокислотного раствора на степень увеличения проницаемости породы-
коллектора (песчаника) при растворении его глинистой фазы
Порода Пористость m,% Проницаемость к, мкм2 Глинистость С,% Скорость раство-рения глинистой фазы породы в 1,0 % растворе HF, г/ м2 сек Удельная поверхность фильтрации породы S^M^M3 Объём 2,0 % кислотного раствора HF,M3 Продолжительность реагирования кислотного раствора с породой Т, час Количество растворившейся глинистой фазы, кг Глубина проникновения кислотного раствора в пласт L,m Объём пор V!! до воздействия кислотного раствора и после его воздействия V!, м3 Пористость породы после воздействия кислотного раствора m1,% Степень увеличения проницаемости породы после воздействия кислотного растворара b,%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Песчаник 14 0,1 4 2,5 3082 1 2 36 1,41 1,0/1,016 14,229 1,057
нокислотного раствора с породой пласта ограничивается в достаточно узких пределах - от 5-6 до 8-9 часов и несколько более в зависимости от рецептуры, объема закачанного кислотного раствора в пласт, ли-толого-физической и термобарической характеристик пласта, после чего необходимо интенсивное удаление продуктов реакции из пласта.
При длительном контакте кислоты с породой возможна ее полная нейтрализация, приводящая к образованию в пласте гидроокиси кремния, что может спровоцировать снижение проницаемости породы. В связи с этим продолжительность реагирования глинокислотного раствора с породой-коллектором при проведении ГКО ограничивается до безопасных пределов, которые устанавливаются на основании лабораторных исследований на керновом материале.
При взаимодействии соляной кислоты с глинистой фазой породы-коллектора помимо растворения окислов щелочных и щелочноземельных металлов происходит нежелательный процесс гелеобразо-вания, который усиливается с ростом содержания НС1 в рабочем растворе [2, 6]. При определении концентрации соляной кислоты в глинокислотном растворе необходимо учитывать также и влияние ее на степень набухания глинистой фазы породы. При всех концентрациях соляной кислоты снижается набухание гидратирован-ной глинистой фазы породы-коллектора вследствие уменьшения толщины гидрат-ного слоя, торможения ионно-обменно-го процесса и растворения карбонатных и других включений [2]. Вместе с тем важно и то, что соляная кислота растворяет продукты реакции между ОТ и глинистыми минералами. Особое внимание здесь придается химическому составу породы-коллектора, содержанию в ней карбонатов кальция или магния и соединений железа или алюминия, так как они предопределяют количество образующихся продуктов реакции, растворимых и нерастворимых
при полной нейтрализации глинокислот-ного раствора.
ВЛИЯНИЕ ПРОДУКТОВ РЕАКЦИИ КИСЛОТНОГО РАСТВОРА НА СНИЖЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРА
При полной нейтрализации глинокислот-ного раствора в пласте происходит выпадение в осадок следующих продуктов реакции каолинита с глинокислотным раствором:
• Si (ОН)4 - студнеобразный гель, прочно запечатывающий часть пустотного пространства;
• А1(ОН)3 - объёмный студенистый осадок;
• гель кремниевой кислоты (Н^Ю3). При реакции с хлоритовым цементом,
соответственно, выпадают в осадок следующие продукты: АШ3, FeF2, FeF3, FeCl3, FeCl2 и А1 (ОН)3.
При реакции глинокислотного раствора с пластовой водой происходит осаждение фторсиликатов калия (К^ШД натрия и кальция (CaSIF6). Характерно, что негативное влияние продуктов реагирования глинокислотного раствора на степень снижения проницаемости породы-коллектора в значительной мере зависит от минералогического состава глинистого цемента. Исследования на керновом материале проницаемостью к= 0,21-0,23 мкм2 показали [12], что более всего, (в 10-12 раз) снижают проницаемость породы-коллектора продукты реагирования глинокислотного раствора с хлоритовым цементом; в 6,5 раз с гидрослюдами; в 2,8 раза с каолинитом.
Особенно губительно вредное влияние продуктов реакции на снижение проницаемости низкопроницаемых коллекторов при несвоевременном удалении их из пласта. Особую опасность вызывают образующиеся при гидролизе хлористых соединений железа и глинозёма осадки (гидрат окиси железа и алюминия), вызывающие вторичную кольматацию пласта, нередко доволь-
но интенсивную, особенно при проведении ГКО высокотемпературных пластов и при закачке больших объемов глинокислотного раствора, поскольку при закачке в пласт по насосно-компрессорным трубам кислотный раствор обогащается ионами железа. При прокачке кислотного раствора по насосно-компрессорным трубам (НКТ) из накипи окислов железа, находящейся на внутренней поверхности труб, они переходят в кислотный раствор в виде хлористого железа и в дальнейшем поступают в ПЗП, что может в процессе нейтрализации кислотного раствора привести к выпадению в пласте до 4050 кг хлопьевидного, гелеобразного осадка Fe(ОH)3 на 1м толщины обрабатываемого пласта, даже если скважина не очень большой глубины (Нскв=1700м) [5]. А если порода пласта содержит до 1,0% окислов железа
в составе глинистых минералов, то количество выпадающего осадка в ПЗП радиусом R=1 м увеличивается до 90 кг на каждый 1м обрабатываемой толщины пласта.
Этот процесс ещё больше усугубляется из-за наличия в составе глинистого вещества глинозёма (А12О3), содержание которого, как и окислов железа в составе глинистого вещества породы-коллектора, зависит как от глинистости породы-коллектора, так и от минералогического состава глинистой фазы коллектора и составляет [ 7, 10]:
• в каолинитовых глинах окислов железа до 1,98%, а глинозёма до 37,85%;
• в хлоритах окислов железа до 11,3% и глинозёма 16,5%;
• в гидрослюдистых глинах окислов железа от 3,2% до 4,9%, а глинозёма до 2123%;
Рис. 5. Песчаник мелкозернистый аркозовый после обработки кислотным раствором (14% HCl +4%HF) в течение 17-18 часов. Зона интенсивного выщелачивания. а - срез с торцевой части цилиндрического образца керна; б- фрагмент каверны 1. [4]
Рис. 6. Песчаник мелкозернистый аркозовый после глино-кислотной обработки. Зона промежуточного выщелачивания. а, б - срезы с торцевой части цилиндрического образца керна
• в монтмориллонитовых глинах окислов
железа до 1,18-1,3%.
Специфика процесса реагирования кислотного раствора с терригенными коллекторами заключается ещё и в том, что уже при кислотности раствора рН=2-4 хлориды железа FеС13 гидролизуются и выпадают в виде гелей, хлопьевидного объёмного осадка в виде Fе(ОH)3, а гидролиз FеC12 происходит при рН = 6-9, т.е. в условиях полной нейтрализации кислотного раствора, при полном истощении его химической энергии. Аналогичное явление происходит и при гидролизе А1С13, сопровождающимся образованием объёмного осадка гидроокиси алюминия.
Пагубное влияние вторичной кольмата-ции пласта продуктами реакции особенно интенсивно проявляется на фронте нагнетания кислоты в пласт, где она с опережающим темпом истощается, образуя круговую зону пониженной проницаемости. Исследования на керновом материале в полной мере подтвердили факт интенсивной вторичной кольматации породы-коллектора (песчаников) продуктами реакции в процессе их глинокислотной обработки. Отличительной особенностью этого процесса является образование на поверхности торца образца керна (песчаника) довольно большого количества воронкообразных, различных по диаметру (0,3-3,0 мм) и глубине проникновения (2,0-15 мм) каналов растворения и микропор (рис.5-7) [4].
Однако, несмотря на это, проницаемость породы не всегда увеличивается, нередко она в значительной мере ухудшается. Объясняется данный факт тем, что в результате прокачки через образец породы-коллектора значительного объёма высокоактивного кислотного раствора и длительного его реагирования как с каркасными, так и со слоистыми силикатами породы-коллектора образуется большое количество продуктов реакции. И при дальнейшем перемещении их из зоны растворения в более удалённую зону, не
затронутую кислотным воздействием, на глубину до 17,5 мм и более, происходит закупорка и запечатывание поровых каналов продуктами реакции.
Доказательством факта вторичной коль-матации породы-коллектора после ГКО является и то, что после среза с торца образца керна, через который закачивался глинокис-лотный раствор, нескольких слоёв породы толщиной от 5,5 мм до 17,5 мм в одних случаях наблюдалось некоторое уменьшение (в 1,2 раза) проницаемости оставшейся части образца керна, а в других - довольно значительное её увеличение (в 1,3-5,3 раза). Данное явление осложняется тем, что извлечение продуктов реакции из фронтальной зоны происходит лишь в заключительной стадии операции, т.е. после извлечения продуктов реакции из зоны, непосредственно примыкающей к стенке скважины.
Этот процесс усугубляется убыванием по мере удаления от стенки скважины градиентов давления при создании депрессии на пласт и вызове притока из пласта, как видно из формулы [13], также они могут оказаться при низких величинах депрессий на пласт и на большом удалении от стенки скважины недостаточно большими по величине для извлечения продуктов реакции из пласта:
dr (^ /г )г
(7)
где dp/dr - градиент давления при плоскорадиальной фильтрации пластового флюида от контура питания пласта к забою скважины, МПа/м;Р , Р - соответственно
1 1 пл с
пластовое и забойное давление, МПа; (Рпл -Рс) - величина депрессии на пласт, МПа; Rк, гс - радиус контура питания пласта и радиус скважины, м; г - расстояние от оси скважины до точки, в которой определяется градиент давления, м.
Поэтому при планировании операции по кислотной обработке пласта необходимо на основе лабораторных исследований на
Рис. 7. Песчаник мелкозернистый аркозовый после глинокислотной обработки. Зона слабого выщелачивания. Срез с торцевой части цилиндрического образца керна.
керновом материале выбрать оптимальную технологию ГКО с учётом всего многообразия геолого-физических и технико-технологических факторов, таких как:
• рецептура кислотного раствора;
• объём закачиваемого кислотного раствора в пласт;
• объёмная скорость закачки кислотного раствора в пласт;
• продолжительность его реагирования в пласте;
• способ извлечения продуктов реакции из пласта.
ЛИТОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ РЕЦЕПТУРЫ КИСЛОТНОГО РАСТВОРА ДЛЯ ОБРАБОТКИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН
Задача выбора оптимальной рецептуры кислотного раствора для обработки терри-генных коллекторов состоит в обеспечении максимального увеличения проницаемости породы-коллектора при минимуме затрат на её применение. В настоящее время не существует универсальной рецептуры кислотного раствора и технологии кислотной обработки, одинаково эффективной для всего многообразия литотипов терригенных коллекторов.
Вместе с тем имеющиеся результаты лабораторных и промысловых исследований позволили выявить влияние определенных геолого-физических факторов на выбор оптимальной рецептуры кислотного раствора. К их числу относятся:
• глубина залегания пласта;
• литологический состав породы-коллектора;
• карбонатность;
• глинистость;
• минералогический состав глинистой фазы породы;
• фильтрационно-емкостная и термобарическая характеристика пласта. Поэтому и рецептура кислотного раствора, и технология проведения кислотной обработки терригенных коллекторов должны соответствовать геолого-физической характеристике пласта. При их оптимальном сочетании обеспечивается достаточно высокая степень увеличения проницаемости породы в ПЗП и высокая успешность проводимых операций по кислотной обработке пласта.
Высокая литолого-физическая неоднородность терригенных коллекторов и большое разнообразие термобарических условий продуктивных пластов предопределяют необходимость выбора оптимальной рецептуры и технико-технологических параметров ГКО применительно к конкретному объекту на основании лабораторных исследований кернового материала.
Исследование кинетики процесса растворения терригенной породы (песчаника) в смеси соляной и плавиковой кислот (в глинокислотных растворах) показало, что процесс растворения породы, даже при высокой температуре до 100°С, происходит в 10-20 раз медленнее, чем карбонатных пород в соляной кислоте в тех же условиях, и достигает 10-15 часов и более в зависимости от рецептуры кислотного раствора и минералогического состава породы [4-6,10-11]. При этом наибольшая скорость растворения песчаника и степень увеличения его проницаемости отмечается
в глинокислотном растворе, включающем 4%НF+14%HC1+4%CHзTOOH+1% суль-фонола (рис. 8, 9). Уже через 12-14 часов процесс химического взаимодействия практически завершается. К этому времени растворимость породы достигает 19%. Растворимость песчаника в таком растворе в 4 раза интенсивнее, чем в глинокислотном растворе типа 4% ОТ+14% Ж1.
Лабораторные исследования на керно-вом материале на установке УИПК-1М показали, что при закачке глинокислотного раствора в образцы песчаника проницаемостью k=0,0046-0,097 мкм2 происходит закономерное увеличение их проницаемости в 3-40 раз и более уже через 12-14 часов реагирования ее с кислотным раствором при температуре проведения опыта 90-100°С. Дальнейшее увеличение продолжительности реагирования до 22-25 часов лишь в отдельных случаях приводит к значительному, почти в 5-6 раз, росту проницаемости породы (рис. 8).
Исследование влияния объема кислотного раствора, закачиваемого в модель пласта,
на изменение проницаемости породы-коллектора показало, что оптимальное количество кислотного раствора определяется глубиной ухудшенной призабойной зоны пласта и его естественной фильтрационно-емкостной и литолого-физической характеристикой.
Результаты выполненных нами лабораторных исследований по декольматации породы-коллектора глинокислотным раствором свидетельствуют о высокой эффективности его применения для восстановления естественной проницаемости породы, сниженной вследствие воздействия бурового раствора (табл.3). Характерно, что чем меньше проницаемость пласта и выше глинистость породы - коллектора, тем опаснее закачивать в пласт большое количество глинокислотного раствора, так как на периферии обработанной зоны пласта выпадают гелеобразные продукты реакции, которые закупоривают его пустотное пространство и трудно удаляются из призабойной зоны при освоении скважин. Эти явления обусловлены следующими обстоятельствами
Рис. 8. Зависимость возрастания степени растворимости Р песчаников (а) и степени увеличения проницаемости (б) песчаников от состава глинокислотного раствора и продолжительности его реагирования с породой (при
1=100 °С) 1- 4%Ш+14%На; 2- 4%Ш+14%На+4%СН3СООН; 3- 4%ОТ + 14%НС1+0,5%ОП-4; 4- 4%Ш+14%На+4%СН3СООН+1% сульфонола
[3-5,12-13], позволяющими сделать определенные выводы.
1. Скорость реагирования глинокислот-ного раствора со слоистыми силикатами, в особенности с хлоритами, выше, чем с каркасными силикатами, вследствие их кристаллохимических особенностей. Поэтому при реагировании глинокислотного раствора с породой пласта степень разложения указанных минералов и количество образующихся продуктов реакции возрастает по мере увеличения:
• глинистости коллектора свыше 6,010,0%;
• содержания гидрослюдистых и хлоритовых минералов в породе пласта свыше 5,0-8,0 %;
• продолжительности реагирования кислоты с породой свыше 12-15 часов;
• соотношения объемов глинокислотного раствора, закачиваемой в пласт, к объему порового пространства породы.
2. Соотношение каолинита и гидрослюды (Ск/Сгс) в глинистой фазе коллектора
является важнейшим параметром породы, как и ее проницаемость, и определяет способность коллекторов принимать глино-кислотный раствор и контролировать процесс растворения породы. Именно поэтому наиболее полное и глубокое разложение глинистых минералов наблюдается в самых проницаемых малоглинистых литоло-гических разностях песчаников, имеющих крупные поперечные размеры поровых каналов, по которым более легко, т.е. при меньших перепадах давлений, осуществляется транспортировка глинокислотного раствора в породу-коллектор и удаление из породы-коллектора продуктов реакции с листовыми минералами и каркасными силикатами.
3. Степень изменения проницаемости породы-коллектора определяется степенью разложения глинистых минералов и филь-трационно-емкостной характеристикой породы-коллектора, обуславливающей интенсивность поступления кислотного раствора в породу. По мере улучшения фильтраци-
15 14
13
Ъ
0 5 10 15 20
Продолжительность реагирования кислотного раствора с породой -коллектором, Т, час.
Рис. 9. Влияние рецептуры глинокислотного раствора и продолжительность его реагирования на степень увеличения проницаемости породы-коллектора (песчаника) (при t=900). Начальная проницаемость образцов породы-коллектора составляла k=0,013-0,097 мкм2, начальная пористость образцов составляла m=11,9-13,2%.
онно-емкостной характеристики породы-коллектора улучшаются условия для проникновения кислотного раствора в гораздо большем количестве, чем в низкопроницаемые, низкопористые литологические разности, которыми являются алевролиты и мелко-зернистые песчаники, что приводит, как ранее отмечалось [10, 11], к повышению эффективности ГКО. Лабораторными исследованиями [4] показано, что при определенных критических соотношениях пористости породы-коллектора (m>13,5-14,0 %), проницаемости (к >0,07 - 0,075 мкм2) и глинистости (Сгл<8,0%) глинокислотная обработка приводит к увеличению его проницаемости и тем в большей степени, чем меньше его глинистость (рис. 2). И наоборот, по мере ухудшения литолого-физиче-ской характеристики породы-коллектора ниже критических соотношений глинокис-лотная обработка приводит к снижению проницаемости породы-коллектора.
Исследованиями установлено [4,10], что для каждой литологической разности существуют минимально необходимые значения градиентов давлений (dp/dl), при которых обеспечивается инфильтрация кислотного раствора в породу-коллектор, а именно:
• для крупнозернистых песчаников градиент давления составляет 0,2МПа/см;
• для среднезернистых песчаников - 0,4 МПа/см;
• для мелкозернистых песчаников - 0,460,5 МПа/см;
• для алевролитов - 0,4-1,8 МПа/см. Соответственно, для каждой литологи-
ческой разности существуют и свои оптимальные значения степени разложения глинистых минералов породы, при которых обеспечивается достаточно высокая эффективность ГКО.
4. В процессе взаимодействия глинокислотного раствора с породой пласта происходит вторичное минералообразование, обусловленное степенью разложения слоистых и каркасных силикатов. Этот процесс имеет вполне определенную закономерность и на-
правленность, которая выражается в формировании зон разложения, последовательно сменяющих одна другую: начальная -промежуточная - интенсивная - конечная.
Наиболее чуткими индикаторами стадийности процесса разложения являются глинистые минералы. Степень их разложения при ГКО определяется двумя факторами - природой самих слоистых силикатов и пористостью коллекторов.
С увеличением пористости породы повышается соотношение объема кислотного раствора, заключенного в порах, к объему глинистого вещества, находящегося в породе, активизируя тем самым степень разложения глинистых материалов. При этом выделяется последовательный ряд кис-лотоустойчивости глинистых минералов: монтмориллониты < гидрослюды < хлориты < каолиниты.
Формирование зон разложения глинистого вещества в породе-коллекторе (в юрских отложениях на месторождениях Западной Сибири) контролируется степенью разложения каолинита, являющегося доминирующим и наиболее устойчивым к кислотной агрессии слоистым силикатным минералом породы.
Для растворения каолинита в глинокис-лотном растворе, как ранее отмечалось, требуются:
• высокие концентрации и HCl до15% и HF до 4-6% и более;
• высокие температуры и давления;
• продолжительное время его реагирования - до 4 часов и более, по сравнению с гидрослюдами и особенно с хлоритом, продолжительность растворения которого не превышает 1 часа, даже при содержании его более 2% и концентрации HF до 3 % и HCl до 15 %.
Процесс выщелачивания (разложения) на начальной и промежуточной стадиях сопровождается рафинированием фракции менее 1,0 мкм, обусловленным разрушением гидрослюды и хлорита, что приводит к возникновению зоны интенсивного выще-
(Л
о
Таблица 3.
Результаты ииследоваиия кольматирующего влияния буровых растворов на снижение проницаемости породы-колектора (на установке УИПК-1М)
Э СП л а \о о ■а В В 4> о и 2 в 1 Я н а я и 2 4 Я РО а « ч и 2 ро о ч. я « 5 ! 2 ^ 05 .о в ^ * ^ Ч =а Й в' о - о я 2 § а 2 ^ « Ю г-В! 1—1 Влияние кислотной обработки на степень восстановления проницаемости образца
№№ пп Тип, состав и парамерты бурового раствора Начальная проницаемост мкм2(мд) Величина репрессии п| бурового раствора в обра: я о л а н В и ~ 0 л я £■ - о 4 м щ Н " Й а я 5 а Н о 1 о 5 я 2 2 В К Ю я « " ж я £ а и ° а £ £ 0 1 1 § £ е- м в 5 В с« 5 а 8*8 2 я я - н и £ ^ % <и а я 1я ё Я ■9- о г> О. о с « Глубина проиикиовени растворав образец Состав кислотного раствора Давление закачки кислотного раствора в образце, Мпа Продолжительность реагирования кислотного раствора Т, час Степень восстановления проницаемости образца |1,=к2/к0 *100, %
песчаник к=0,1813 3 1 к=0,0956 52,7 4 - - - -
1 Малоглинистый полимерный буровой раствор, содержащий диспергированный мел и стабилизированный полисахаридным реагентом р=1,02 г/см3, УВ=32*, Ф=8 см3/30 мин РН=10 СНС=32/70 мг/см2 песчаник к=0,184 3 1 к=0,0855 46,4 - 4%НР+14%НС1 +4%СН,СООН +1 %сульфонола 0,6-0,8 16 103%
песчаник к=0,65 3 1 к=0,313 48,3 6 - - - -
ИУ=75 песчаник к=0,61 3 1 к=0,297 48,7 - 4%НР+14%НС1 +4%СН,СООН +1 %сульфонола 0,5 16 105
Буровой раствор (5% раствор серпуховской глины + 0,75% КМК + 1%ПКД + 0,5% глитала, р=1,03 г/см3, УВ=33*, Ф=5 см3/30 мин, рН=9 СНС=30/60 песчаник к=0,3883(388,3) 3 1 к=0,2399 61,8 3 - - - -
2 песчаник к=0,3789(378,9) 3 1 к=0,2406 63,5 - 4%НР+14%НС1 +4%СН,СООН+ 1%сульфонола 0,4 16 102,2
Полимерглинистый буровой раствор 10% бентонита, 0,5% полинака. р=1,06 г/см3, Ф=6 см3/30 мин, УВ=21 сек, Рн=8,0 СНС=0/3 песчаник к=0,345 4%НР+14%НС1+
3 3 1 к=0,25875 75 7,1 4%СН,СООН+ 1%сульфонола 0,6-0,8 16 97
2 -
й С
I
1 -
2 I
I
•и
о
§
5;с
СО № 5
о 00
и
о »
о» та №
к» о к» к»
лачивания глинистых минералов, представленных мономинеральным каолинитом. В зоне конечного разложения каолинит разрушается полностью или почти полностью, по крайней мере до 78 % при температуре t=80°C.
5. Повышенная кислотоустойчивость каолинита позволяет использовать его в качестве минералогического критерия при оптимизации режима глинокислотной обработки терригенных коллекторов в лабораторных условиях, поскольку дает возможность фиксировать по его значению интенсивность (стадийность) разложения глинистых минералов и контролировать тем самым степень их растворимости и влияния на изменение фильтрационно-емкостной характеристики породы.
Это явление наглядно подтверждается при глинокислотной обработке средне-зернистых и мелкозернистых песчаников, где в более проницаемых литологических разностях наблюдается увеличение проницаемости коллектора в 1,7-2,6 раза по мере возрастания степени разложения глинистых минералов породы и перехода их в зоны интенсивного и конечного разложения (рис. 2, 3) [4, 10]. Так, проницаемость среднезернистых песчаников (к=0,136мкм2, m=16,4%) после закачки глинокислотного раствора в образцы породы увеличилась в 1,9 раза при достижении достаточно высокой степени разложения глинистых минералов (зона интенсивного разложения).
В низкопроницаемых разностях средне-зернистых песчаников (к=0,00497-0,00523 мкм2, m=7,6-9,8%) проницаемость породы не только не увеличивается даже на стадии промежуточного разложения, а наоборот, наблюдается ухудшение проницаемости породы после глинокислотной обработки. Это является следствием довольно высокой степени растворения слоистых силикатов и образования значительного количества геле-образных вязких продуктов реакции, вынос которых из образца весьма затруднен.
6. При закачке глинокислотного раствора в мелко-среднезернистые песчаники и алевролиты при минимальных градиентах давления закачки 0,2-0,4 МПа/см проницаемость их увеличивается, соответственно, в 2,6 раза, а у алевролитов - более чем в десять раз. В режиме минимальных давлений закачки кислотного раствора в указанные литологические разности породы степень увеличения их проницаемости последовательно растет по мере увеличения дисперсности слагающих породу частиц в ряду: песчаники среднезернистые < средне-мелкозернистые или разнозернистые < алевролиты.
7. Аналогичные явления наблюдаются при глинокислотной обработке мелкозернистых песчаников, где также увеличение их проницаемости в 1,1-1,4 раза отмечается в более проницаемых разностях при достаточно высокой степени разложения глинистых минералов и характеризуется промежуточной и интенсивной зонами разложения. При недостаточной степени разложения глинистых минералов в породе (начальная стадия разложения) проницаемость тех же самых пород снижается после ГКО в 1,2 раза.
Таким образом, при ГКО мелкозернистых песчаников в диапазоне минимальных градиентов давления закачки 0,4 МПа/см и менее, что характерно для более проницаемых литологических разностей песчаников, степень увеличения их проницаемости определяется интенсивностью кислотного растворения. Это может быть достигнуто путем:
• применения высокоактивных кислотных растворов;
• увеличения удельных объемов глинокислотного раствора, закачиваемого в пласт;
• увеличения продолжительности времени реагирования глинокислотного раствора с породой-коллектором, при котором глинистые минералы претерпевают достаточно высокую степень разложения, характерную для промежуточной и интенсивной зон разложения [4, 10,11].
8. В тех случаях, когда начало инфильтрации кислотного раствора в мелкозернистые и среднезернистые песчаники происходит при высоких градиентах давления (0,9-1,3 МПа/см), что характерно для низкопроницаемых разностей породы, проницаемость их уже не увеличивается при ГКО, а, наоборот, снижается в 1,2-13,0 раз, причем независимо от интенсивности кислотного выщелачивания.
При дальнейшем увеличении градиентов давления (до 1,4 МПа/см), обеспечивающих инфильтрацию глинокислотного раствора в мелкозернистые песчаники, что свойственно для коллекторов с ухудшенными фильтрационно-емкостными параметрами, проницаемость их под воздействием глино-кислотного раствора снижается в более высокой степени (в 2,2 раза) уже на начальной стадии разложения глинистых минералов.
Характерно, что дальнейшее нарастание степени разложения глинистых минералов до стадии промежуточного разложения приводит к высокой степени снижения проницаемости указанных низкопроницаемых мелкозернистых песчаников, в 15 раз и более. В тех же условиях проницаемость среднезернистых низкопроницаемых песчаников после глинокислотной обработки снижается в меньшей степени, по сравнению с вышеуказанными низкопроницаемыми мелкозернистыми разностями. Таким образом, снижение проницаемости низкопроницаемых песчаников в процессе их глинокислотной обработки прямо пропорционально росту интенсивности кислотного разложения глинистых минералов, что приводит к образованию большого количества нерастворимых продуктов реакции и кольматации ими пустотного пространства породы-коллектора. Поэтому предотвратить ухудшение проницаемости низкопроницаемых мелкозернистых песчаников при ГКО можно путем снижения продолжительности их реагирования с кислотным раствором, ограничившись при этом начальной стадией разложения глинистых минералов.
9. Степень изменения проницаемости породы-коллектора при ГКО обусловлена определенными особенностями литолого-физической характеристики породы-коллектора, а именно:
• по мере увеличения глинистости (свыше 6,0-10,0%), содержания в цементе хлорита (свыше 5,0-8,0%), гидрослюды (свыше 17,0%) и общего снижения фильтрацион-но-емкостной характеристики (m <7,6% и к<0,01мкм2) наблюдается в основном довольно значительное снижение его проницаемости после глинокислотной обработки;
• по мере улучшения фильтрационно-ем-костной характеристики породы и снижения ее глинистости и содержания в цементе породы хлорита и гидрослюды наблюдается общая тенденция увеличения проницаемости коллектора после глино-кислотной обработки;
10. Отличительной особенностью процесса ГКО является образование на поверхности породы большого количества разнообразных по диаметру (0,3-3,0 мм) и глубине проникновения (2,0-15,0 мм) каналов растворения, которые, однако, не во всех случаях приводят к увеличению проницаемости породы-коллектора (рис. 5-7) [4]. Причина этого явления обусловлена запечатыванием поровых каналов нередко на значительную глубину (до 17,5 мм и более) продуктами реакции глинокислотного раствора с глинистой фазой породы-коллектора, вследствие излишней продолжительности реагирования кислотного раствора с породой, повышенных объемов глинокислотного раствора, закачанного в породу, и несвоевременным извлечением из нее продуктов реакции.
11. Эффективность ГКО возрастает в тех случаях, когда объект обработки характеризуется:
• высокими фильтрационно-емкостными параметрами;
• низкой глинистостью;
-11101 чйдкон . 80ГШЧ9 • кииэимис1ц и кчжь-оаоц ес[гзн
и) ю - №№пп
9 Осиновская 2 Тепловская 58 Зап.-Степная 7 Осиновская 21 Разумовская 1 Разумовская 13 Тепловская Скважина
то же ардатовский морсовский то же то же ардатовский ардатовский 51 Эс1 » : ^ с н в
Трещиноватый глинистый алевролит, глинистый песчаник т=13,2-15 "... глинистость 10,3-17,7%, карбонатность 3,98%, к=0,399 мкм2 Песчаник глинистый низкопористый низкопроницаемый то же то же низкопористый низкопроницаемый песчаник глинистый песчаник глинистый Литология
2243-2244,4 2246,6-2247,8 2249-2253 3339,6-3341,6 3640,5-3643,0 2229,6-2233 4203,6-4205,8 4215,8-4216,3 4217,6-4220,4 4103-4105 4118-4120 3306-3308 3311-3316 Интервал пер-форащш, м
24,5 37,0 О О 24,5 ю 33,6 и) М-Па давление, Пластовое
о 00 <-Л 40 о о 40 91,4 00 температура °С Пластовая
то же « + ° ¿? ° о? X $ О Ч 1 М + О4 1_. ►в* О о о ^ К X о4 О о ¡и ё к о н- то же то же то же ? .о о о. .5 О К е о >- 18^ г1 ® Й Р + О £ + ? .о о 0. .5 О К -е- о >-■ 18^ р + о £ + раствора кислотного Рецептура
<-л о 1л и) о иэ о о Объем закачанного кислотного раствора в пласт м3 Параметры процесса глинокислотной обработки
р и) 00 о 1л О 0,735 р <-л 0,75 0,715 Удельные объемы закачаемого кислотного раствора в пласт, \i V\i
Ю £ Ы О 27,5/ 16 |_> Ю 40 ^ £ Й 23/ 15,5 22/ 14,5 Устьевые давления закачки Рн/Рк, МПа
и) 00 ы 1л 1л 1л ы 1л 1л 1л Объемная скорость закачки кислотного раствора в плас л/сек
10-12 12-14 12-14 12-14 12-14 12-14 12-14 Продолжительность реагирования, час
о о о о о ю о до проведения ГКО Производительность скважины, \iVcyi
р <-л ы 1л <-л о 40 <-л 10,7 ю после проведения ГКО
ИИНЗХЖ0ё01ЭЗК ииЬм\А1гиэяе и у шояучеуч
• высоким соотношением каолинита к гидрослюде в составе глинистой фазы породы;
• низкими градиентами давления начала инфильтрации кислотного раствора в породу-коллектор в пределах 0,2- 0,4 МПа/ см для мелко-среднезернистых песчаников; 0,46-0,5 МПа/см для мелкозернистых песчаников;
• высокой степенью разложения глинистых минералов до перехода их в зону промежуточного и интенсивного разложения.
12. Учитывая довольно медленное реагирование глинокислотного раствора с терри-генными породами и принимая во внимание нередко значительное снижение проницаемости коллекторов в ПЗП при их вскрытии в процессе бурения скважин, а также основываясь на результатах выполненных нами лабораторных исследований, при освоении скважин целесообразно применять кислотный раствор следующего состава:
4% HF - (плавиковая кислота) 14% HC1 - (соляная кислота) 4% CH3COOH - (уксусная кислота) 1,0% сульфонола
Кроме того, данный кислотный раствор обладает следующими положительными свойствами:
• предотвращает выпадение нерастворимых соединений в ПЗП за счет наличия в составе кислотного раствора уксусной кислоты;
• снижает гидрофилизацию и гидратацию породы-коллектора;
• обеспечивает более легкое извлечение продуктов реакции из пласта за счет наличия ПАВ в кислотном растворе.
13. Удельные объемы глинокислотного раствора, закачиваемого в пласт при освоении скважин, целесообразно ограничить в пределах:
• V=0,3-0,4 м3/м для терригенных коллекторов с пониженной фильтрационно-емкостной характеристикой (k=0,01-0,05 мкм2 и m=9,0-13,0%);
• несколько увеличить до V=0,45-0,5 м3/м для терригенных коллекторов с более
высокой фильтрационно-емкостной характеристикой (к=0,05-0,1 мкм2 и более и т>13,0%).
14. Продолжительность реагирования глинокислотного раствора в пласте возрастает по мере снижения давления закачки глино-кислотного раствора в пласт и изменяется в пределах - 7-8 часов для низкопроницаемых коллекторов; 10 -11 часов для средне- и высокопроницаемых малоглинистых коллекторов, обеспечивая, таким образом, оптимальную степень разложения глинистой фазы коллектора и предотвращение вторичной кольмата-ции пласта продуктами реакции.
15. Закачку глинокислотного раствора в пласт необходимо осуществлять на медленных режимах при удельной объемной скорости закачки кислотного раствора в пласт в пределах Q = 0,7-1,0 л/сек*м.
Промысловые работы, проведенные нами по восстановлению фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта методом глинокислотной обработки в скважинах, законченных бурением на месторождениях Саратовского Поволжья, подтвердили результаты выполненных нами лабораторных и экспериментальных исследований на модели пласта по выбору оптимальной технологии глинокислотных обработок при освоении скважин. Практически во всех скважинах после проведения ГКО наблюдалось либо значительное (в 1,25 раза) увеличение продуктивности скважин, либо были получены притоки нефти и газа дебитом Qн=3,5 - 72,0 м3/ сут скважинах, где до проведения ГКО они отсутствовали или были низкими вследствие интенсивного развития кольматационных процессов при вскрытии пласта (табл. 4) [10].
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ГЛИНОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН
Технология проведения глинокислотной обработки терригенных коллекторов при освоении скважин включает следующие технологические операции:
• промывка скважины;
• приготовление и закачка кислотного раствора в пласт;
• время реагирования кислоты в пласте;
• вызов притока из пласта и отработка скважины.
Промывка скважины является необходимой операцией по следующим причинам:
1. Промывка предназначена для очистки забоя скважины и перфорационных отверстий от глинистого раствора.
2. При промывке скважины необходимо соблюдать следующие технико-технологические требования:
2.1. башмак НКТ установить на уровне расположения нижних перфорационных отверстий;
2.2. в качестве промывочной жидкости применять техническую воду, обработанную ПАВ (сульфонол) из расчета 0,5 % концентрации его в растворе;
2.3. промывку скважины производить методом обратной прокачки из затру-бья в НКТ в 2 цикла;
2.4. для очистки поверхности ствола скважины от глинистой корки создают на забое кислотную ванну из соляной кислоты 10-15 % концентрации, а при наличии остатков цемента на поверхности ствола скважины в соляную кислоту добавляют 1,0-1.5 % плавиковой кислоты для ускорения растворения цемента и предупреждения образования геля кремниевой кислоты.
Приготовление и закачка кислотного раствора в пласт осуществляется в определенной последовательности:
1. Для проведения глинокислотной обработки пласта рекомендуется кислотный раствор следующего состава:
соляная кислота - 14 % плавиковая кислота - 4 % уксусная кислота - 4 % сульфонол - 1 %
2. Для приготовления 1 м3 данного кислотного раствора потребуется:
540 л 24 % соляной кислоты
90 л 40 % плавиковой кислоты 40 л 100 % уксусной кислоты 10 кг сульфонола 330 л технической воды
3. Порядок добавления различных реагентов в кислоту при ее подготовке следующий:
• в емкость заливается техническая вода, но не в полном расчетном объеме, а на 100-200 л меньше;
• затем заливается полный расчетный объем товарной кислоты и ПАВ;
• после заливается расчетный объем плавиковой и уксусной кислоты и доливается часть расчетного объема воды.
4. Объем кислотного раствора, закачиваемого в пласт, при первичных обработках поровых коллекторов определяется в количестве 0,715-0,75 м кислоты на 1м толщины пласта.
5. Исходя из глубины залегания пласта 2000 м и толщины пласта в пределах h= 12м, объем глинокислотного раствора, закачиваемого в пласт, составит 8,6-9,0 м3.
6. Закачку кислотного раствора в пласт производить при минимальных давлениях на устье, при которых пластом поглощается кислота.
7. В качестве продавочной жидкости применять техническую воду, обработанную ПАВ.
8. Закачку глинокислотного раствора в пласт осуществлять следующим образом:
• при открытом затрубном пространстве закачать в НКТ, спущенные до нижних отверстий интервала перфорации до глубины 2000 м, кислотный раствор в объеме 5,0 м3 с таким расчетом, чтобы довести его в интервал перфорации;
• закрыть затрубье и при минимальном устьевом давлении приемистости пласта, не превышающем давления опрес-совки эксплуатационной колонны, закачать весь объем кислотного раствора в пласт;
• продолжительность реагирования кислотного раствора в пласте от момента
прекращения закачки кислотного раствора в пласт до пуска скважины в работу принять в пределах Т=10-12 часов. Вызов притока из пласта и отработка скважины проходят в такой последовательности:
1. Вызов притока из пласта производить методом снижения уровня жидкости в скважине путем свабирования либо с помощью компрессора (азотной установки) до полного извлечения продуктов реакции из пласта.
2. При извлечении отработанного раствора из пласта на поверхность он ни в коем случае не должен быть допущен в систему сбора нефти или газа, так как первые его порции (хвостовые - при закачке) могут об-
ладать некоторой повышенной кислотной активностью. В связи с чем он должен быть сброшен в соответствующие ёмкости для утилизации отходов.
3. Отработку скважины производить при обязательном наблюдении за притоком пластового флюида по росту давления на устье скважины.
4. При получении притока из пласта провести комплекс гидродинамических исследований скважины на стационарных и нестационарных режимах фильтрации со снятием при этом кривой восстановления давления, опреде-ления продуктивной характеристики пласта, величины параметра ОП (отношение фактической продуктивности скважины к её потенциальной) и величины скин-эффекта.
ЛИТЕРАТУРА
1. Ф.С.Абдулин Повышение производительности скважин. М.: Недра, 1975.- 264 с.
2. В.А. Амиян, В.С. Уголев. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 1979.280 с.
3. Ю.В. Зайцев, В.С. Кроль. Кислотная обработка песчаных коллекторов. М.: Недра, 1972.- 176 с.
4. А.Д. Коробов, В.Ф. Калинин, Б.Н. Басков и др. Вторичные изменения терригенных коллекторов в процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений (на примере Западной Сибири).- Самара: Изд-во Самарского гос. ун-та, 2002.-172 с.
5. М. Кристиан, С. Сокол, А. Константинеску Увеличение продуктивности и приемистости скважин/ пер. с румынск. -М.: Недра, 1985.- 184 с.
6. Б.П. Минеев, Н.А. Сидоров. Практическое руководство по испытанию скважин. -М.: Недра, 1981.- 280 с.
7. Т.А. Лапинская, Б.К. Прошляков. Основы петрографии. Изд.2-е, перераб. и доп.- М.: Недра, 1981. - 232 с.
8. Б.И. Тульбович Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа.- М.: Недра, 1979.- 199 с.
9. Б.Д. Панов, В.Г. Бакулин. Совершенствование технологии вскрытия и опробования продуктивных пластов в скважинах.- М.: Недра,1973.- 232 с.
10. В.Ф. Калинин. Литолого-физические критерии выбора оптимальной технологии повышения продуктивности скважин физико -химическими методами.- М.: ЗАО «РЕНФОРС», 2013 . -240 с.
11. В.А. Сидоровский. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. -М.: Недра,1978 .- 256 с.
12. В.М. Добрынин. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа.- М.: Недра,1970.- 239 с.
13. В.И. Щелкачев, Б.Б. Лапук. Подземная гидравлика.-М.: Гостоптехиздат, 1949.- 523 с.
