CC BY
125УДК 622.276
КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
ACID TREATMENT OF COMPLEX GEOLOGY RESERVOIRS
В. В. Паникаровский, Е. В. Паникаровский
V. V. Panikarovski, E. V. Panikarovski
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень
Ключевые слова: геологический разрез, кислотный раствор, коллектор, кислотный гидроразрыв пласта Key words: geological section, acid solution, reservoir, acidformation hydraulic fracturing
Геологический разрез продуктивных пластов Восточной Сибири представлен песчаниками, алевролитами, известняками, доломитами, ангидритами, в которых
40
Нефть и газ
наблюдаются вертикальные открытые и залеченные трещины шириной более 1 мм и каверны размером от 1 до 10 мм, с проницаемостью от 3 • 10-3 до 10 • 10-3 мкм2, пористостью от 6,0 до 8,0 %, венд-рифейского возраста и галогено-карбонатными отложениями нижнего кембрия. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями как венд-рифея, так и нижнего кембрия.
По геолого-техническим условиям бурения разрез большинства месторождений Восточной Сибири делится на три несовместимых комплекса:
• надсолевой комплекс (карбонатно-терригенные породы);
• солевой комплекс (галогено-карбонатные породы);
• подсолевой комплекс (терригенные, сульфатно-карбонатные породы).
Надсолевой комплекс на глубине от 500 до 600 м представлен слабосцементи-
рованными породами: суглинками, глинами, песчаниками, мергелями, склонными к обвалообразованиям. Пластовое давление ниже гидростатического от 25 до 30 % и повышается до гидростатического.
Солевой комплекс представлен галогено-карбонатными породами с различной засоленностью и пластами каменной соли — в большей части разреза это прослои каменной соли с прослоями доломитов, ангидритов и известняков. На некоторых месторождениях вскрыты линзы рассолов рапы с аномальными давлениями. Под-солевой комплекс представлен сульфатно-карбонатными породами (доломитами, глинистыми доломитами, ангидрито-доломитами), терригенными породами (песчаниками, алевролитами).
С целью интенсификации притоков скважин в венд-рифейских отложениях производилась дополнительная перфорация ПК-105С плотностью 12 отв./п.м, устанавливались солянокислотные ванны в интервале перфорации или проводилась импульсная закачка соляной кислоты 15 %-ной концентрации, начиная с давления 1,6 и до 12,0 МПа через 14 ч. При проведении глинокислотных обработок (ГКО) использовался раствор глинокислоты составом из 4,5 %-ной HF + 13 %-ной HCl.
Низкая эффективность работ по испытанию и освоению скважин была связана в большинстве случаев с объективными причинами, к числу которых следует отнести:
• низкие коллекторские свойства исследуемых пластов;
• резкую их неоднородность по проницаемости и продуктивности;
• аномально-высокие пластовые давления;
• переслаивание по площади и разрезу проницаемых и низкопроницаемых прослоев;
• высокую остаточную водонасыщенность;
• интенсивное гидратообразование в стволе скважин, из-за чего исследования проводились часто «обратным» ходом на режимах стационарной фильтрации.
Однако основной причиной низкой эффективности работ по испытанию скважин и получению притока являются высокие репрессии при вскрытии объектов испытания, иногда достигающие 11,0 МПа при глубине залегания объектов 3 700-3 800 м, что превышает рекомендуемую репрессию на 8 МПа.
Для кислотной обработки венд-рифейских отложений, сложенных известняками (СаСО3) и доломитами (СаМg(CОз)2), широкое распространение получили со-лянокислотные обработки (СКО), позволяющие восстанавливать фильтрационные свойства пород-коллекторов. При обработке карбонатных пород соляная кислота реагирует с породой, а не с продуктами, загрязняющими призабойную зону. Кислота при закачке ее в призабойную зону пласта (ПЗП) обходит загрязнения и образует в породе новые каналы, соединяющие скважину с удаленной зоной пласта.
Основной недостаток высококонцентрированных кислотных растворов для обработки ПЗП состоит в том, что они вызывают сильную коррозию оборудования и эксплуатационной колонны, чтобы сократить время контакта кислоты с колонной и оборудованием, приходится увеличивать скорость закачки кислоты в пласт.
При сильной глинизации карбонатного коллектора или глубоком проникновении фильтрата бурового раствора в пласт целесообразно применять технологию закачки кислотного раствора в режиме раскрытия микротрещин и кислотный гидроразрыв пласта (ГРП). Выбор типа обработки определяют по результатам анализа продуктивности скважин по данным гидродинамических исследований (ГДИ). По данным ГДИ можно установить три возможных значения дебита: выше потенциального, близкое к потенциальному, ниже потенциального.
Если дебит оказывается ниже потенциального, то необходимо проводить работы по интенсификации притока. При дебите скважины ниже потенциального возможны следующие ситуации:
• пластовое давление составляет 0,9 от бокового горного давления;
• пластовое давление превышает 0,9 от бокового горного давления;
• пластовое давление равно или ниже гидростатического давления.
Если пластовое давление составляет 0,9 от бокового горного давления, то необходимо установить радиус проникновения фильтрата технологической жидкости по данным геофизических исследований (ГИС), проницаемость призабойной зоны пласта — по данным ГДИ. Если радиус загрязненной зоны превышает 0,5 м, то следует провести кислотный ГРП. Если радиус загрязненной зоны меньше 0,5 м, то следует проводить кислотную обработку в режиме раскрытия микротрещин [1]. Если проницаемость ПЗП составляет 0,3 от проницаемости удаленной части пласта, то необходимо проводить кислотный ГРП.
В объектах, где пластовое давление превышает 0,9 бокового горного давления и имеются осложнения, препятствующие проведению ГРП, проводят обработку в режиме раскрытия микротрещин или кислотный ГРП. Если пластовое давление ниже гидростатического, то проводится пенокислотный ГРП. Для проведения кислотных обработок в режиме раскрытия естественных микротрещин кислотный состав должен обладать низким коэффициентом утечки и иметь низкие потери давления на трение при их закачке в скважину. Для загущения кислотных составов используются следующие вещества: гуаровая смола, гидрооксиметилцеллюлоза, карбоксиметилцеллюлоза, оксиэтилцеллюлоза.
При кислотных обработках терригенных коллекторов повышение проницаемости пород происходит за счет растворения минеральной части породообразующих минералов и цемента породы. В основной породообразующей массе осадочных пород преобладают кремниевые соединения, оксиды металлов, сульфиты, хлориды, карбонаты. Единственной кислотой, растворяющей кремниевые соединения, является фтористоводородная кислота (ОТ). Все составы для растворения терри-генных коллекторов должны содержать ОТ.
Критерием для выбора кислотного состава при обработке терригенных пород-коллекторов служат следующие факторы:
• техническое состояние скважины;
• литолого-минералогический состав пород;
• совместимость кислотного состава с составом породы и насыщающими флюидами;
• фильтрационная характеристика пород;
• тип коллектора: поровый, трещинно-поровый, трещинный.
Основным видом загрязнения ПЗП, снижающим потенциальный дебит скважин, является проникновение в пласты водного фильтрата или глинистой составляющей буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов.
Для кислотной обработки терригенных коллекторов используется смесь фтористоводородной и соляной кислот, так как первая составляющая кислотного раствора (ОТ) растворяет кремнийсодержащие минералы, а вторая ^О) реагирует с карбонатами.
Исследования кинетики процесса растворения терригенной породы в глино-кислотных растворах проведены на низкопроницаемых образцах месторождений Саратовского Поволжья [2]. Растворение терригенных пород в глинокислотах происходит значительно медленнее, чем карбонатных пород в солянокислотных растворах при аналогичных условиях. Наиболее эффективным для растворения песчаников в глинокислотном растворе является состав, содержащий 14 % HCl + 4 % HF + 4 % CH3COOH + 1 % сульфонола (рисунок). Химическое взаимодействие породы с раствором кислоты заканчивается через 12-14 ч. Растворимость песчаника в данном составе протекает в 4 раза интенсивнее, чем в глино-кислотном растворе, состоящем из 14 % HCl + 4 % HF (см. рис.).
При проведении экспериментальных исследований по разработке кислотных композиций для обработок терригенного коллектора на измельченных образцах керна Т. В. Хисметов, А. М. Берштейн установили, что мелкодисперсные минералы, включая кварц, растворяются быстрее, чем крупные зерна. Полевые шпаты и глинистые минералы растворяются в кислоте более активно, чем кварц [2].
С целью подбора рецептур кислотных растворов для обработки венд-рифейских отложений проводились лабораторные исследования по изучению растворимости измельченного керна продуктивных пластов Ильбокичской и Абаканской площадей в солянокислотном растворе концентрацией от 12,0 до 18,0 %. Отбирались навески измельченного керна, которые помещались в кислотный раствор и выдерживались в нем в течение 14 400 с (4 ч). После окончания процесса реагирования кислоты с породой нерастворившаяся часть керна отфильтровывалась через фильтр. Остатки керна из стакана, где проводилась реакция, смывались раствором 2 %-ной кислоты на фильтр. После просушки фильтра в сушильном шкафу при температуре 105 0С до стабилизации его веса, фильтр взвешивался, и определялось количество нерастворившегося остатка породы.
Рисунок. Зависимость
растворимости песчаника от состава глинокислотного раствора
и продолжительности его реагирования с породой:
1 — 14 % HCl + 4 % HF + 4 % CH3COOH
+ 1 % сульфонола;
2 — 14 % HCl + 4 % HF + 4 % CH3COOH;
3 — 14 % HCl + 4 % HF + 0,5 ОП-4; 4 — 14 % HCl + 4 % HF
30
25
20
15
10
36-10
72-10
10810
5
0
c
В проведенных экспериментах использовались пробы керна из отложений венда, представленные доломитом и песчаниками. Проведенными экспериментами доказана возможность применения СКО объектов на Ильбокичской площади. Традиционно применяемая для СКО объектов соляная кислота 15 %-ной концентрации имеет более низкую эффективность, чем солянокислотный раствор с добавкой 0,5 %-ной концентрации аскорбиновой кислоты, которая играет в данном
случае роль стабилизатора и усиливает действие соляной кислоты. Достаточно высокую эффективность в применении имеет раствор 12 %-ной HCl. Применение 18 % - ной HCl также возможно при повышенной карбонатности пород. Основными компонентами, растворяющимися в кислоте, являются оксиды железа, алюминия, карбонаты железа, кальция, магния.
Для карбонатных пород, представленных в отобранной коллекции доломитом, характерна высокая растворимость до 96,7 % в соляной кислоте концентрацией до 18 %, что подтверждает ее высокую эффективность при обработке карбонатных пород. В терригенных породах, сложенных песчаниками, более перспективными будут кислотные составы 15 %-ной HCl с 0,5 % аскорбиновой кислоты и 12 %-ная HCl. Результаты исследований представлены в табл. 1.
Таблица 1
Результаты растворимости образцов керна Ильбокичской площади
Номер образца Интервал отбора керна, м Продуктивный пласт Литология Растворимость образцов в кислотных составах, %
HCl 15 % HCl 15 % + 0,5 % аскорбиновая кислота HCl 12 % HCl 18 %
4 2 505,0-2 515,1 венд Доломит серо-голубой 78,3 85,0 81,7 96,7
7 2 505,0-2 515,1 венд Песчаник бурый 66,7 91,7 91,7 90,0
8 2 505,0-2 515,1 венд Песчаник зеленоватый 71,7 65,0 73,3 70,0
26 2 526,0-2 538,2 венд Песчаник темно-серый 75,0 71,7 76,6 81,7
39 2 550,8-2 559,3 венд Песчаник серый 26,7 25,0 28,3 25,0
44 2 550,8-2 559,3 венд Песчаник серый 41,7 45,0 48,3 38,3
При проведении экспериментальных работ по растворению образцов керна вендских отложений Абаканской площади было установлено, что СКО на Абаканской площади в вендских отложениях будут иметь низкую эффективность. Обработка песчаников растворами 12 %-ной и 18 %-ной концентрации HCl имеет низкую эффективность, так как растворимость пород изменяется от 6,7 до 36,6 %. Для Ильбокичской площади растворимость песчаников венда изменяется от 25,0 до 91,7 %. Такие отличия в растворимости песчаников связаны с присутствием в составе цемента песчаников Ильбокичской площади карбонатов и минералов, содержащих железо.
В отличие от песчаников венда Ильбокичской площади породы венда Абаканской площади более глинистые, для их растворения следует применять глинокис-лотные составы, содержащие соляную и плавиковую кислоты 12 % HCl + 4 % HF.
Введение в состав стабилизатора в виде 0,5 % аскорбиновой кислоты еще больше усиливает активность кислотного раствора и увеличивает растворимость песчаников до 40,0 и 66,7 %. Обычный глинокислотный состав без стабилизатора
0,5 % аскорбиновой кислоты имеет растворяющую способность до 20,0 и 46,7 %. Результаты экспериментальных исследований приведены в табл. 2.
Таблица 2
Результаты растворимости образцов керна Абаканской площади
я ig us Растворимость образцов в кислотных составах, %
S3 & ю о & (ü S о Я Интервал отбора керна Продуктивн пласт я и о ч ¡3 я Ч HCl 12 % + 4 % HF HCl 12 % + + 4 % HF+0,5 % аскорбиновой кислоты HCl 12% HCl 18 %
72 2 602,3-2 605,1 венд Песчаник серый 23,3 40,0 6,7 6,7
75 2 605,1-2 606,7 венд Песчаник серый 23,3 40,0 6,7 6,7
85,1 2 606,7-2 612,6 венд Песчаник буро- 23,3 40,0 3,3 6,7
86 2 606,7-2 612,6 венд Песчаник буро- 20,0 40,0 10,0 6,7
324,1 2 834,0-2 852,0 венд То же 20,0 22,2 10,0 13,3
342,1 2 852,0-2 870,0 венд То же 46,7 66,7 36,0 33,3
По данным проведенных экспериментальных исследований с целью подбора рецептур кислотных растворов для обработки венд-рифейских отложений Ильбо-кичской и Абаканской площадей установлено, что применяемая для СКО 15 %-ная соляная кислота для обработки объектов Ильбокичской площади имеет низкую эффективность в терригенных коллекторах, поэтому обработки ПЗП необходимо проводить 18 %-ной соляной кислотой. Для кислотных обработок ПЗП скважин Абаканской площади, сложенных терригенными глинистыми породами, следует применять глинокислотные составы с добавками органической аскорбиновой кислоты.
Список литературы
1. Гейхман М. Г., Исаев Г. П., Середа Н. Е. и др. Кислотная обработка терригенных и карбонатных коллекторов. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - 104 с.
2. Сафин С. Г., Сафин С. С. Разработка кислотных составов для ОПЗ высокотемпературных нефтегазовых пластов // Нефтепромысловое дело. - М., 2005 - № 9. - С. 24-29.
Сведения об авторах
Паникаровский Валентин Васильевич, д. т. н., профессор кафедры «Геологии месторождений нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)390346, e-mail: V-panikar@yandex.ru
Паникаровский Евгений Валентинович, к. т. н., доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, старший научный сотрудник ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, тел. 8(3452)286697, e-mail: Panikarovskiy@tngg.ru
Panikarovskiy V. V., PhD, professor of the chair «Geology of oil and gas fields», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)390346, e-mail: V-panikar@yandex.ru
Panikarovskiy E. V., Candidate of Technical Sciences, associate professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University, senior scientific worker of the company «TyumenNIIgi-progas. Ltd», phone: 8(3452)286697, e-mail: Panikarovskiy@tngg.ru
