CC BY
69
ISSN 2224-9923. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2015. № 14
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
DOI: 10.15593/2224-9923/2015.14.3
УДК 622.276.63 © Хижняк Г.П., Амиров А.М., Гладких Е.А., Козлов А.А.,
Колесов В.А., Захарян А.Г., Пестриков А.В., Чикин А.Е., Комин М.А., Харрис Р., 2015
ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ КИСЛОТОГЕНЕРИРУЮЩЕГО СОСТАВА DEEPA
Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, Е.А. Гладких, А.А. Козлов1, В.А. Колесов2,
А.Г. Захарян3, А.В. Пестриков3, А.Е. Чикин3, М.А. Комин4, Р. Харрис5
Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия, 1Славнефть-Красноярскнефтегаз, Красноярск, Россия, 2РН-КрасноярскНИПИнефть, Красноярск, Россия, 3ОАО НК «Роснефть», 4SPE, Москва, Россия, 5Cleansorb Ltd, Гилфорд, Великобритания
Глубокая кислотная обработка матрицы породы карбонатных пластов кислотогенерирующим составом ЭЕЕРЛ предполагает равномерное увеличение проницаемости в радиусе 3-6 м вокруг ствола добывающей или нагнетательной скважины. Этот тип воздействия на пласт идеален в тех случаях, когда продуктивность или приемистость скважины невысока по причине низкой проницаемости матрицы породы. Кислота образуется непосредственно в пласте, что обеспечивает превосходную равномерную кислотную обработку всей зоны, увеличивает пористость и проницаемость породы. Рассмотрены результаты лабораторных испытаний по воздействию на керны продуктивных отложений Куюмбинского лицензионного участка кислотогенерирующего состава DEEPA (Cleansorb Ltd, Великобритания). Отличительной особенностью кислоты является воздействие на сеть природных трещин в карбонатных пластах. Цель таких обработок заключается в том, чтобы кислота DEEPA проникла глубоко в сети природных трещин, пересекающих ствол скважины, для повышения их проводимости и связанности. Результатом воздействия DEEPA на доломиты порово-трещинного типа стало увеличение раскрытости и объема трещин, пористости, проницаемость образцов выросла в 1,5-2,8 раза. Проницаемость алевролитов порового типа выросла в 4-9 раз.
Ключевые слова: керн, доломиты, алевролиты, проницаемость, пористость, матрица, трещины, кислото-генерирующий состав, время генерации, скорость генерации, растворяющая способность.
LABORATORY TESTS OF DEEPA ACID-GENERATING COMPOUND
G.P. Khizhniak, A.M. Amirov, E.A. Gladkikh, A.A. Kozlov1, V.A. Kolesov2, A.G. Zakharian3, A.V. Pestrikov3, A.E. Chikin3, M.A. Komin4, R. Harris5
Perm National Research Polytechnic University, Perm, Russian Federation 1Slavneft-Krasnoyarskneftegaz, Krasnoyarsk, Russian Federation 2RN-KrasnoyarskNIPIneft, Krasnoyarsk, Russian Federation 3OJSC "Rosneft", 4SPE, Moscow, Russian Federation 5Cleansorb Ltd, Guildford, UK
Deep acid treatment of the carbonate deposit matrix using the DEEPA acid-generating compound assumes uniform increase in permeability within a radius of 3-6 m around the borehole of the producing or injection well. This type of bed stimulation is ideal when the well injectivity or productivity is low due to the low permeability of the rock matrix. Кислота образуется непосредственно в пласте, что обеспечивает превосходную равномерную кислотную обработку всей зоны, увеличивает пористость и проницаемость породы. The study contains the results of laboratory tests related to the effects of the DEEPA acid-generating compound (Cleansorb Ltd, UK) on the core of productive sediments located at Kujumbinsky block. A distinctive feature of acid is its impact on the network of natural fractures in carbonate reservoirs. The purpose of the treatment is the DEEPA acid penetration into the network of natural fractures intersecting the borehole, to improve their conductivity and connectivity. The DEEPA effects on porous-fissured dolomites included an increased fracture opening and volume, higher porosity; samples permeability increased by a factor of 1.5-2.8. Porosity of porous aleurolites increased by a factor of 4-9.
Keywords: core, dolomites, aleurites, permeability, porosity, matrix, fractures, acid-generating compound, generation time, generation rate, solvent ability.
Введение
От одной трети до половины мировых запасов углеводородов обнаружены в структурах из карбонатной горной породы. Карбонатная горная порода имеет склонность к очень низкой проницаемости, особенно когда в ней отсутствуют какие-либо соединенные трещины. Во многих песчаниковых пластах структура горной породы может быть сцементирована карбонатом, или вблизи эксплуатационных скважин могут скапливаться карбонатные отложения в результате выделения двуокиси углерода из раствора вследствие падения давления. Другим видом отложений, которые могут скапливаться вокруг эксплуатационных скважин, являются отложения, содержащие оксиды и гидроксиды железа. Низкая проницаемость, буровой шлам и скопление отложений - всё это препятствует потоку нефти к эксплуатационной скважине, и обычным способом, используемым для увеличения размеров существующих и создания новых каналов вокруг ствола скважины в целях увеличения скорости потока, является кислотная обработка.
Для интенсификации добычи нефти используются различные кислотные составы (КС), преимущественно на основе соляной кислоты [1-8]. При этом успешность проведения кислотных обработок на многих месторождениях не превышает 30 % [9]. Соляная кислота немедленно реагирует с карбонатной горной породой, в связи с чем расстояние, на которое проникает кислота, незначительное, а образование узких и длинных каверн, известных как «червоточины», чревато внедрением по ним в скважину подошвенных вод.
Существенным недостатком применяемых сегодня кислотных составов на основе HCl является также высокая скорость коррозии подземного скважинного оборудования, что требует использования в данных составах дорогостоящих
ингибиторов коррозии. При повышенных пластовых температурах (~ 60 °С) эффективность ингибиторов резко снижается, а при температуре более 80 °С подавляющее число последних вовсе не эффективно.
Как следствие, перспективным направлением является применение кисло-тогенерирующих составов (КГС), которые лишены этих недостатков1 [10-14].
Кислотогенерирующий состав (КГС) DEEPA, разработанный компанией Clean-
2
sorb Ltd (Великобритания) , близок к так называемой «идеальной» системе обработки матрицы, т.е. к такой системе, которая не реагирует до момента проникновения в пласт. Нейтральный исходный реагент закачивается с поверхности и преобразуется в кислоту в скважине/пласте с помощью катализатора. Более 95 % от объема кислоты генерируется после проникновения в матрицу, что обеспечивает отличную равномерность обработки и эффективную стимуляцию матрицы [15].
Отличительной особенностью кислоты является воздействие на сеть природных трещин в карбонатных пластах. Цель таких обработок заключается в том, чтобы кислота DEEPA проникла глубоко в сети природных трещин, пересекающих ствол скважины, для повышения их проводимости и связанности.
Именно к таким пластам относятся породы рифейского комплекса Куюм-бинского лицензионного участка, располагающегося в пределах Байкитского района Эвенкийского муниципального района, входящего в состав Краснояр-
1 Пат 2249097 РФ, кл. Е21В43/27, Е21В37/06, Способ обработки подземных продуктивных пластов / Харрис Р.Э. (ОВ), МакКЭЙ Я.Д. (ОВ); заявитель и патентообладатель «Клинсорб Лимитед» (ОВ).
2 Пат 2122633 РФ, кл. Е21В43/27, Е21В37/06, С12№/20. Способ кислотной обработки подземных пластов / Моузес В. (ОВ), Харрис Р. (ОВ); заявитель и патентообладатель «Клинсорб Лимитед» (ОВ). № 95122158/03; заявл. 29.04.1994; опубл. 27.11.1998, Бюл. № 33.
ского края. Для рифейских отложений характерна разнонаправленная система трещиноватости. Основными породообразующими минералами являются доломит (в редких случаях известняк), кварц и глинистые минералы.
КГС БЕЕРЛ состоит из двух компонентов: прекурсор кислоты (С8-ЬТЛ-1) -белый порошок, активатор (СБ-ОВС-3) -бесцветная жидкость (рис. 1). При смешивании компонентов с водой образуется состав, который с течением времени генерируется в кислотный состав на основе метановой (муравьиной) кислоты, способный растворять карбонаты в горной породе.
Исследование КГС БЕЕРЛ на совместимость
КГС БЕЕРЛ и его компоненты (прекурсор СБ-ЬТЛ-1, активатор СБ-ОВС-3) были исследованы на совместимость с пластовыми флюидами (нефть, вода) и буровым раствором. Все тесты проведены при трех соотношениях 1:2, 1:1, 2:1 на двух дублирующих пробах. Результаты удовлетворительные: эмульсия и нерастворимый осадок отсутствовали.
Определение времени генерации КС
Для определения времени генерации кислотного состава были приготовлены шесть проб КГС, из них три на пресной воде, и три - на пластовой. Каждая про-
ба помещалась в термостатирующую рубашку, где с помощью термостата поддерживалась температура 30 °С. Замер кислотности пробы производился автоматически с помощью рН-метра. Время до стабилизации показателя рН принимается за время, необходимое для полной генерации кислотного состава. Так, для КГС, приготовленного на пресной воде, оно составило 3 ч, для приготовленного на пластовой воде - 4,5 ч (рис. 2).
Определение растворяющей способности КС
Растворяющая способность КГС была определена при его реакции с кубиками чистого кальцита (мрамор) и чистым доломитом - «таблетками» из керна Ку-юмбинского месторождения. Реакция с мрамором использовалась для контроля в качестве эталона. Образцы породы опускались в 100 г состава, находившегося в термостатирующей рубашке с температурой 30 °С (рис. 3).
Растворяющая способность КС определялась по времени его полной нейтрализации при прекращении снижения массы образца. Для КГС, приготовленного на пресной воде, растворяющая способность составляет: для чистого кальцита - 2,55 г, время нейтрализации порядка 110 ч; для чистого доломита - 2,45 г, время нейтрализации порядка 200 ч (рис. 4).
а б
Рис. 1. Компоненты КГС БЕЕРЛ: а - прекурсор С8-ЬТЛ-1; б - активатор С8-ОВС-3
ё з
£ \ ^ ж • о
■ А — 1=*= о А •— " А1 ' 1
•
■ —»
Р 1 > 2
1 1 . .1. .
О 1 2 3 4 4'5 5 6 7 8 9
Время, ч
Рис. 2. Динамика изменения значений рН КГС БЕЕРЛ: 1 - КГС на пресной воде; 2 - КГС на пластовой воде
- у
т в
ч
Рис. 3. Определение растворяющей способности КС: а - исследования с кальцитом; б - исследования
с доломитом
Рис. 4. Динамика изменения массы образца во времени: 1 - КГС на пресной воде + мрамор; 2 - КГС на пресной воде + доломит; 3 - КГС на пластовой воде + доломит
б
Таблетка 1 Таблетка 1 Таблетка 2 Таблетка 2
до воздействия КС после воздействия КС до воздействия КС после воздействия КС
Таблетка 3 Таблетка 3 Таблетка 4 Таблетка 4
до воздействия КС после воздействия КС до воздействия КС после воздействия КС
Рис. 5. Фотографии «таблеток» доломита до и после воздействия на них КГС, приготовленного на пресной воде
Для КГС на пластовой воде растворяющая способность для чистого доломита составляет 1,85 г, время нейтрализации порядка 200 ч. Уменьшение количества растворяемого доломита связано, по-видимому, с наличием солей в пластовой воде.
Для сравнения: растворяющая способность 12%-ной соляной кислоты для чистого кальцита равна 16,38 г.
На фотографиях «таблеток» керна после тестов наблюдается вытравливание карбонатов из горной породы. В результате на поверхности получаются каналы разной глубины (рис. 5).
Определение скорости растворения
На основе описанных выше тестов построены графики изменения скорости растворения породы во времени (рис. 6).
График скорости растворения образца во всех тестах имеет схожий вид: сначала резкий подъем до максимального значения, потом плавное падение до нуля. Для кальцита пик скорости наблюдается в первые часы и достигает значения порядка 5 г/(м2-мин). Для доломита пик скорости растворения находится в ин-
тервале от 20 до 40 ч. Для КГС, приготовленного на пресной воде, максимальная скорость растворения достигает значения порядка 0,3 г/(м2-мин). Для КГС, приготовленного на пластовой воде, максимальная скорость растворения достигает значения порядка 0,15 г/(м2-мин).
Таким образом, кислотогенерирую-щий состав, приготовленный на пресной воде, обладает большей растворяющей способностью и более высокой скоростью растворения доломита, чем на пластовой воде.
Обоснование времени выдержки КГС в керне
Для определения времени, необходимого для реакции КГС с горной породой, были проведены исследования динамики растворения доломита. Навеска измельченного доломита помещалась в герметичную термостатированную колбу с 50 г (46,6 см3) КГС. В процессе растворения доломита фиксировался выделившийся газ, который затем пересчитывался в объем растворенной породы. Остаток породы в колбе контролировался взвешиванием в сухом виде. Установлено, что
5 0,25
4
3
100 150
Время, ч
■ КГС на пресной воде + доломит КГС на пресной воде + доломит* 3 КС на пресной воде + мрамор
1 КГС на пластовой воде + доломит КГС на пластовой воде + доломит* 1 КГС на пресной воде + мрамор
Рис. 6. Скорость растворения образца при 30 °С ( - дублирующий опыт)
наиболее активно реакция протекает в первые 12 ч. Таким образом, при проведении фильтрационных исследований время выдержки КГС БЕЕРЛ для реакции с породой должно быть не менее 12 ч. На практике это время равнялось 20 ч. Отметим, что увеличение времени выдержки с 20 до 40 ч не влияло на результат.
Фильтрационные испытания воздействия КГС БЕЕРЛ на кернах
Коллекция образцов керна была представлена коллекторами шести групп: 1) доломит с естественной трещиновато-стью; 2) чистый доломит; 3) доломит с примесью 5-10 % кварца; 4) доломит с примесью кварца и глинистых минералов; 5) доломит с пористостью более 1,5 %; 6) алевролит доломитизированный.
Для проведения фильтрационных экспериментов с кислотогенерирующим составом БЕЕРЛ были отобраны 12 образцов - по два в каждой группе. Привязка и коллекторские свойства образцов приведены в табл. 1. Все образцы обладают низкими коллекторскими свойствами - по проницаемости это в основном десятые, сотые и тысячные доли милли-дарси, пористость в основном до 2 %.
Результаты определения минералогического состава методом рентгеноспек-трального анализа подтвердили максимальное содержание кварца, порядка 50 %, и минимальное, около 46 %, содержание доломита у алевролитов доло-митизированных, при максимальном, 100%-ном содержании доломита в группе чистых доломитов (табл. 2).
6
5
2
0
Таблица 1
Коллекторские свойства образцов керна
Группа Месторождение Номер скв. Номер образца Глубина отбора, м Исходный образец керна Образец керна с трещиной
Пористость по гелию Кп, % Объем пор Упор, см3 Абсолютная газопроницаемость Kпр.г, 10-3 мкм2 Пористость по пластовой воде Кп.тр, % Объем пор Упор. тр, см3
1 Куюмбинское К-237 29185 2416,02 1,12 0,24 19,31 1,13 0,24
Кординское Крд-2 36595 2514,45 0,63 0,13 14,95 0,65 0,14
2 Куюмбинское К-237 29291 2534,50 0,37 0,08 0,002 0,69 0,16
29515 3241,60 0,30 0,07 0,001 0,56 0,12
3 Куюмбинское К-237 29489 3235,45 0,35 0,08 0,02 0,59 0,14
Кординское Крд-2 36847 2624,60 0,41 0,09 0,003 1,17 0,26
4 Куюмбинское К-231 22692 2561,28 0,21 0,05 0,004 0,62 0,14
22782 2612,33 1,84 0,40 0,103 2,09 0,48
5 Куюмбинское К-237 29203 2423,71 1,83 0,40 0,013 2,58 0,60
29243 2520,10 2,25 0,48 0,006 3,26 0,70
6 Куюмбинское К-205к3 16386-13 2599,00 6,73 1,44 0,242 6,26* 1,34*
16400-13 2599,00 6,64 1,41 0,214 6,32* 1,34*
- образец без трещины.
Таблица 2
Минералогический состав образцов керна по результатам рентгеноспектрального анализа
Группа Номер образца Состав, %
Глинистые минералы Кварц Полевые шпаты Кальцит Доломит
Доломит с естественной трещиноватостью 29185 0 12 6 0 82
36595 0 6 0 0 94
Чистый доломит 29291 0 0 0 0 100
29515 0 0 0 0 100
Доломит с примесью 5-10 % кварца 29489 0 7 0 0 93
36847 0 9 0 0 91
Доломит с примесью кварца и глинистых минералов 22692 8,7 4,3 0 0 87
22782 3,2 12,8 3,2 0 81
Доломит с пористостью более 1,5 % 29203 0 15 0 0 85
29243 0 21 0 0 79
Алевролит доломитизи-рованный 16386-13 0 49,8 3,8 0 46,4
16400-13 0 48,8 5,1 0 46,1
На образцах 2-5-й групп была создана искусственная трещиноватость согласно ГОСТ 21153.3-85 на испытательных прессах, максимальное усилие которых не менее чем на 20-30 % превышает предельную нагрузку на образец.
Работы по фильтрации были выполнены с применением модульной компьютеризированной системы ЛР8-300 производства фирмы СОКЕТЕБТ (США),
которая позволяет проводить моделирование практически всех фильтрационных процессов нефтедобычи - от бурения скважины до ее эксплуатации. Испытания, включающие фильтрацию нефти до и после воздействия кислотного состава БЕЕРЛ, промывку керна бутилгли-колем для освобождения от продуктов реакции, проводились в термобарических условиях, моделирующих пластовые:
температура 30 °С, поровое давление 20,9 МПа. Давление обжима (гидростатическое) подбиралось из условия получения проницаемости по нефти в пределах (2...3)-10-3 мкм2. Фильтрация флюидов осуществлялась со скоростью 0,1 см3/мин.
Порядок проведения испытаний был следующим:
- Прокачка пластовой воды в количестве трех поровых объемов через образец керна в направлении пласт - скважина. Определение проницаемости по воде Кв.
- Прокачка изовискозной модели нефти в количестве трех поровых объемов через образец керна в направлении пласт - скважина. Выдержка при термобарических условиях насыщенного нефтью образца керна в течение 48 ч.
- Определение проницаемости по нефти Кн1.
- Прокачка реагента БЕЕРЛ в количестве трех поровых объемов через обра-
зец керна в направлении скважина -пласт. Определение проницаемости (ККГС1). Выдержка при термобарических условиях в течение 20 ч.
- Прокачка изовискозной модели нефти в количестве трех поровых объемов через образец керна в направлении пласт - скважина. Определение проницаемости по нефти (Кн2).
- Прокачка двух поровых объемов бутилгликоля (С6Н14О2) для промывки керна от продуктов реакции и последующего определения абсолютной проницаемости по нефти.
- Прокачка изовискозной модели нефти в количестве трех поровых объемов через образец керна в направлении пласт - скважина. Определение проницаемости по нефти (Кн3).
Результаты испытаний сведены в табл. 3.
Цикл закачки КГС Коэффициент проницаемо-сти Доломит с естественной трещи-новатостью Чистый доломит Доломит с примесью 5-10 % кварца Доломит с примесью кварца и глинистых минералов Доломит с пористостью более 1,5 % Алевролит доломитизиро-ванный
29 185* 36 595 29 291 29 515 29 489 36 847 22 692 22 782 29 243 29 203 16386-13 16400-13
Кпр.г 19,31 14,95 46,5 13,6 11,3 20,7 18 18,4 29,3 31,9 0,242 0,214
Кв1 4,62 3,11 8,09 5,49 5,34 3,98 3,46 3,01 4,82 4,51 0,078 0,063
Кн1 3,58 2,31 3,51 3,23 2,68 2,11 2,91 2,69 3,7 3,01 0,025 0,023
1 Ккгс1 3,41 1,82 3,2 2,8 2,13 1,63 2,67 2,72 3,21 2,59 0,007 0,004
Кн2 5,06 2,56 6,11 4,27 6,22 5,12 4,95 3,26 5,39 3,76 0,043 -
Кн3 6,90 2,86 7,06 5,85 7,52 5,63 5,23 3,65 6,33 4,39 0,045 -
Кн3/Кн1 193 % 124 % 201 % 181 % 281 % 267 % 180 % 136 % 171 % 146 % 180 % -
2 Ккгс2 - 2,73 - - - - - 3,35 - 4,21 0,019 0,01
Кн4 0,054 -
Кн5 0,065 -
Кн5/Кн1 260 % -
3 Ккгс3 - 3,67 - - - - - 4,25 - 5,82 0,047 0,032
Кн6 - 5,69 - - - - - 6,35 - 6,17 0,125 0,097
Кн7 - 6,54 - - - - - 6,87 - 7,29 0,144 0,142
Кн7/Кн1 - 283 % - - - - - 255 % - 242 % 576 % 617 %
Таблица 3
Результаты фильтрационных испытаний на керне
Примечание: * - в этой строке указаны номера образцов. Кщ,.г - проницаемость по газу, 10-3 мкм2; К„1 -проницаемость по пластовой воде до КГС, 10-3 мкм2; К„1 - проницаемость по нефти до КГС, 10-3 мкм2; Ккгс1 (Ккгс2, ККГС3) - проницаемость по кислотогенерирующему составу в процессе его закачки, 10-3 мкм2; Кн2 (Кн4, Кн6, Кн8) - проницаемость по нефти соответственно после 1-й (2-4-й) выдержки образца на реакцию с КГС, 10-3 мкм2; Кн3 (Кн5, Кн7, Кн9) - проницаемость по нефти после прокачки через образец бутилгли-коля, 10-3 мкм2.
Таблица 4
Сравнение пористости образцов керна до и после обработки КГС БЕЕРЛ
Окончание табл. 3
Цикл закачки КГС Коэффициент проницаемости Доломит с естественной трещи-новатостью Чистый доломит Доломит с примесью 5-10 % кварца Доломит с примесью кварца и глинистых минералов Доломит с пористостью более 1,5 % Алевролит доломитизиро-ванный
29 185* 36 595 29 291 29 515 29 489 36 847 22 692 22 782 29 243 29 203 16386-13 16400-13
Кпр.г 19,31 14,95 46,5 13,6 11,3 20,7 18 18,4 29,3 31,9 0,242 0,214
Кв1 4,62 3,11 8,09 5,49 5,34 3,98 3,46 3,01 4,82 4,51 0,078 0,063
Кн1 3,58 2,31 3,51 3,23 2,68 2,11 2,91 2,69 3,7 3,01 0,025 0,023
4 ККГС4 - - - - - - - - - - 0,127 -
Кн8 - - - - - - - - - - 0,185 -
Кн9 - - - - - - - - - - 0,233 -
Кн9/Кн1 - - - - - - - - - - 932 % -
Группа Номер образца До обработки КГС После обработки КГС Кп2/Кп1, ед. Среднее
Объем пор Упор!, см3 Коэффициент пористости Кпь % Объем пор Упор2, см3 Коэффициент пористости Кп2, % Кп2/Кп1, ед.
Доломит с естественной трещиноватостью 29185 0,24 1,13 0,49 2,31 2,04 1,91
36595 0,14 0,65 0,25 1,16 1,78
Чистый доломит 29291 0,16 0,69 0,41 1,76 2,55 2,78
29515 0,12 0,56 0,36 1,68 3,00
Доломит с примесью 5-10 % кварца 29489 0,14 0,59 0,41 1,73 2,93 2,62
36847 0,26 1,17 0,6 2,71 2,32
Доломит с примесью кварца и глинистых минералов 22692 0,14 0,62 0,51 2,26 3,65 2,96
22782 0,48 2,09 1,09 4,75 2,27
Доломит с пористостью более 1,5 % 29203 0,60 2,58 1,69 7,28 2,82 2,48
29243 0,70 3,26 1,5 6,98 2,14
Алевролит доломитизированный 16386-13 1,34 6,26 1,88 8,78 1,40 1,29
В результате воздействия кислотоге-нерирующего состава БЕЕРЛ на трещины 10 образцов доломитов для всех литотипов отмечается увеличение пористости, раскрытости трещины и проницаемости. Так, минимальное изменение пористости, как и следовало ожидать, наблюдается у алевролитов доломитизи-
рованных - в среднем в 1,29 раза, а максимальное - у чистых доломитов, а также у доломитов с примесью кварца и глинистых минералов, увеличение соответственно в 2,78 и 2,96 раза (табл. 4).
Томографическими исследованиями с помощью микрофокусной системы рентгеноскопии Nikon Metrology XT Н 225
установлено, что для всех доломитов отмечается увеличение как объема трещины от 1,5 до 4,9 раз при среднем 3,3, так и ее ширины (раскрытости) - от 1,3 до 2,0 раз при среднем 1,5 (рис. 7).
V
1 I
В ходе проведенных исследований КГС БЕЕРА показал свою эффективность: проницаемость доломитов выросла в 1,5-2,8 раза (рис. 8), алевролитов -в 4-9 раз (рис. 9).
)
а б
Рис. 7. Томографическое изображение продольного сечения образца керна № 29291 с помощью системы рентгеноскопии и компьютерной томографии ХТ Н 225: а - до воздействия; б - после воздействия
Рис. 8. Изменение проницаемости трещинных образцов керна после воздействия КГС БЕЕРА
0,25--
¡«Г
0,2
16386-13 16400-13
Алевролит доломитизированный
Рис. 9. Изменение проницаемости поровых образцов керна (алевролиты доломитизированные) после воздействия КГС БЕЕРА
Доломиты с естественной трещи-новатостью. Для образца № 29185 после одной закачки КГС проницаемость выросла на 93 % - с 3,58-10-3 до 6,90-Ю3 мкм2.
Для образца № 36595 после первой закачки КГС проницаемость выросла незначительно - на 24 % - с 2,31-10-3 до 2,86-10-3 мкм2, поэтому было принято решение о дополнительных закачках КГС. После двух последовательных закачек проницаемость выросла до 6,54-10 3 мкм2, прирост составил 183 %.
Чистый доломит. На образцах № 29291 и 29515 было выполнено по одной закачке КГС, прирост проницаемости составил 101 и 81 % соответственно.
Доломит с примесью 5-10 % кварца. На образцах № 29489 и 36847 было выполнено по одной закачке КГС, прирост проницаемости составил 181 и 167 % соответственно.
Доломит с примесью кварца и глинистых минералов. Для образца № 22692 после одной закачки КГС проницаемость выросла с 2,91 -10~3 до 5,23-10-3 мкм2, прирост составил 80 %.
Для образца № 22782 после первой закачки КГС проницаемость выросла незначительно - на 36 %, с 2,69-10г3 до 3,65-103 мкм2, поэтому было принято решение о дополнительных закачках КГС. После двух последовательных закачек проницаемость выросла до 6,87-10-3мкм2, прирост составил 155 %.
Доломит с пористостью более 1,5 %. Для образца № 29243 после одной закачки КГС проницаемость выросла с 3,70-Ю3 до 6,33-Ю3 мкм2, прирост составил 171 %.
Для образца № 29203 после первой закачки КГС проницаемость выросла незначительно - на 46 % - с 3,01 -10 3 до 4,39-10 3 мкм2. Было принято решение
о дополнительных закачках КГС. После двух последовательных закачек проницаемость выросла до 7,29-10-3 мкм2, прирост составил 142 %.
Также в ходе проведения фильтрационных испытаний было установлено, что увеличение времени выдержки КГС в образце керна не влияет на конечный результат. Так, для образца № 29515 при выдержке в 40 ч прирост проницаемости составил 81 % против 101 % для образца № 29291 из той же группы (чистый доломит ) при выдержке в 20 ч.
Для образца № 36847 из группы «Доломит с примесью 5-10 % кварца» при выдержке в 40 ч прирост проницаемости составил 167 % против 158 % для образца № 29489 из той же группы при выдержке в 20 ч.
Полученные результаты подтвердили сделанный ранее вывод о достаточности 20-часовой выдержки КГС в образце керна.
Алевролит доломитизированный (см. рис. 12). Для образца № 16386-13 выполнено четыре закачки КГС с замером проницаемости по нефти после каждой закачки. Проницаемость увеличилась с 0,025-10-3 до 0,233-10-3 мкм2, прирост составил 832 %.
Для образца № 16400-13 выполнено три последовательных закачки КГС с замером проницаемости по нефти после последней закачки. Проницаемость уве-
личилась с 0,023-Ю3 до 0,142-10 3 мкм2, прирост составил 517 %.
Заключение
В результате проведенных исследований установлено:
- генерация кислотного состава БЕЕРЛ происходит за 3 ч;
- время выдержки КГС БЕЕРЛ для реакции с породой должно быть не менее 20 ч;
- во всех случаях обработки образцов керна кислотогенерирующим составом БЕЕРЛ происходит увеличение пористости:
• для образцов с трещиноватостью в среднем в 2,5 раза,
• для поровых образцов - в 1,4 раза, что также подтверждается томографическими изображениями, на которых отчетливо видно увеличение раскрытости трещин;
- увеличение проницаемости после воздействия КГС БЕЕРЛ для доломитов составило 1,5-2,8 раза, для алевролитов -4-9 раз.
На примере коллекторов трещинного и порового типов Куюмбинского лицензионного участка установлена совместимость реагента с пластовыми жидкостями, определены параметры дизайна ОПЗ для последующих испытаний данного типа реагента в промысловых условиях.
Список литературы
1. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия: в 5 т. Т. 4. Кислотная обработка скважин. - М.: Интерконтакт Наука, 2010. -
703 с.
2. Фильтрационные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов / Г.П. Хижняк, И.Н. Пономарева, А.М. Амиров, П.Ю. Илюшин, В.Н. Глущенко, О.А. Пташко // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 11. - С. 116-119.
3. Определение оптимальной скорости закачки кислотных составов по результатам исследований на кернах / Г.П. Хижняк, И.Н. Пономарева, А.М. Амиров, В.Н. Глущенко // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 06. - С. 52-54.
4. Плюснин Г.В. Результаты лабораторных исследований по обработке образцов терригенных пород кислотными составами // Вестник Пермского государственного технического университета. Нефтегазовое и горное дело. - 2006. - № 1. - С . 76-80.
5. Результаты обработок составом ДН-9010 призабойных зон пластов Бш нефтяных месторождений района ВКМКС / В.В. Поплыгин, И.С. Давыдова, И.В. Кузнецов, С.В. Галкин // Вестник Пермского государственного технического университета. Нефтегазовое и горное дело. - 2010. - № 5. - С. 70-74.
6. Поплыгин В.В., Белоглазова Е.А., Иванова А.С. Анализ результатов проведения кислотных обработок в сложных геолого-технологических условиях // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2014. - № 10. - С. 83-90.
7. Глущенко В.Н., Пташко О.А. Фильтрационные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2014. -№ 11. - С. 46-56.
8. Оценка эффективности воздействия кислотных составов на керны с использованием регрессионного анализа / В.И. Галкин, Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, Е.А. Гладких // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2014. - № 13. - С. 38-48. Б01: 10.15593/2224-9923/2014.13.4
9. Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов. - Ижевск: Регулярная и хаотическая динамика, 2005. - 688 с.
10. Stimulation of a Producing Horizontal Well Using Enzymes that Generate Acid In-Situ - Case History / R.E. Harris, I.D. McKay, J.M. Mbala, R.P. Schaaf // SPE European Formation Damage Conference, 21-22 May 2001. SPE-68911-MS. - The Hague, 2001, available at: http://dx.doi.org/10.2118/68911-MS (дата обращения: 12.12.2014).
11. Almond S.W., Harris R.E., Penny G.S. Utilization of Biologically Generated Acid for Drilling Fluid Damage Removal and Uniform Acid Placement Across Long Formation Intervals // SPE European Formation Damage Conference, 15-16 May 1995. SPE-30123-MS. - The Hague, 1995, available at: http://dx.doi.org/10.2118/30123-MS (дата обращения: 12.12.2014).
12. Lab Studies and Field Application of In-Situ Generated Acid To Remove Filter Cake in Gas Wells / H.A. Nasr-El-Din, M.G.H. Al-Otaibi, A.M Al-Qahtani., I.D. McKay // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 9-12 October 2005. SPE-96965-MS. - Dallas, 2005, available at: http://dx.doi.org/10.2118/96965-MS (дата обращения: 12.12.2014).
13. Designing Well Fluids for the Ormen Lange Gas Project, Right on the Edge / S.R. Vickers, A.P. Hutton, A. Lund, I.D. McKay, A. Van Kranenburg, J. Twycross // SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, 13-15 February 2008. SPE-112292-MS. - Lafayette, 2008, available at: http://dx.doi.org/10.2118/112292-MS (дата обращения: 12.12.2014).
14. Evaluation of Acid Precursor-Enzyme System for Filter Cake Removal by a Single Stage Treatment / M.A.A. Siddiqui, H.A. Al-Anazi, A.A. Al-Ansari, M.A. Bataweel, D.E. Hembling // SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition, 12-15 June 2006, SPE-99799-MS. - Vienna, 2006, available at: http://dx.doi.org/10.2118/99799-MS (дата обращения: 12.12.2014).
15. Stimulation of a Producing Horizontal Well Using Enzymes that Generate Acid In-Situ - Case History / R.E. Harris, I.D. McKay, J.M. Mbala, R.P. Schaaf // SPE European Formation Damage Conference. -The Hague, 2001. D0I:10.2118/68911-MS
References
1. Glushchenko V.N., Silin M.A. Neftepromyslovaia khimiia. Tom 4. Kislotnaia obrabotka skvazhin [Oil-field chemistry. Vol. 4. Acid treatment of wells]. Moscow: Interkontakt Nauka, 2010. 703 p.
2. Khizhniak G.P., Ponomareva I.N., Amirov A.M., Iliushin P.Iu., Glushchenko V.N., Ptashko O.A. Fil'tratsionnye issledovaniia novykh kislot-nykh sostavov dlia obrabotki karbonatnykh kollektorov [Filtration studies of the novel acid compounds for carbonate reservoir treatment]. Neftianoe khoziaistvo, 2013, no. 11, pp. 116-119.
3. Khizhniak G.P., Ponomareva I.N., Amirov A.M., Glushchenko V.N. Opredelenie optimal'noi skorosti zakachki kislotnykh sostavov po rezul'ta-tam issledovanii na kernakh [Finding the optimum rate of acid compounds injection of using the results of core analysis]. Neftianoe khoziaistvo, 2014, no. 06, pp. 52-54.
4. Pliusnin G.V. Rezul'taty laboratornykh issledovanii po obrabotke obraztsov terrigennykh porod kislotnymi sostavami [Results of laboratory research on terrigenous sample treatment by acid compounds]. Vestnik Permskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta. Neftegazovoe i gornoe delo. Perm', 2006, no. 1, pp. 76-80.
5. Poplygin V.V., Davydova I.S., Kuznetsov I.V., Galkin S.V. Rezul'taty obrabotok sostavom DN-9010 prizaboinykh zon plastov Bsh neftianykh mestorozhdenii raiona VKMKS [Results of treating bottom-hole formation zones of Bsh oil deposits in Verkhnekamskoe deposit of potassium and magnesium salts with DN-9010 composition]. Vestnik Permskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta. Neftegazovoe i gornoe delo. Perm', 2010, no. 5, pp. 70-74.
6. Poplygin V.V., Beloglazova E.A., Ivanova A.S. Analiz rezul'tatov provedeniia kislotnykh obrabotok v slozhnykh geologo-tekhnologicheskikh usloviiakh [Analysis of the results of acid treatment in difficult geologic and technological conditions]. Bulletin of PNRPU. Geology. Oil & Gas Engineering & Mining, 2014, no. 10, pp. 83-90.
7. Glushchenko V.N., Ptashko O.A. Fil'tratsionnye issledovaniia novykh kislotnykh sostavov dlia obrabotki karbonatnykh kollektorov [Filtration studies of the novel acid compounds for carbonate reservoir treatment]. Bulletin of PNRPU. Geology. Oil & Gas Engineering & Mining, 2014, no. 11, pp. 46-56.
8. Galkin V.I., Khizhniak G.P., Amirov A.M., Gladkikh E.A. Otsenka effektivnosti vozdeistviia kislotnykh sostavov na kerny s ispol'zovaniem regressionnogo analiza [Assessment of efficiency of core sample acidizing by regression analysis]. Bulletin of PNRPU. Geology. Oil & Gas Engineering & Mining, 2014, no. 13, pp. 38-48. DOI: 10.15593/2224-9923/2014.13.4.
9. Suchkov B.M. Dobycha nefti iz karbonatnykh kollektorov [Extraction of oil from carbonate collectors]. Izhevsk: Reguliarnaia i khaoticheskaia dinamika, 2005. 688 p.
10. Harris R.E., McKay I.D., Mbala J.M., Schaaf, R.P. Stimulation of a Producing Horizontal Well Using Enzymes that Generate Acid In-Situ -Case History. SPE European Formation Damage Conference, 21-22 May 2001, The Hague, Netherlands. SPE-68911-MS, available at: http://dx.doi.org/10.2118/68911-MS (accessed 12 December 2014).
11. Almond S.W., Harris R.E., Penny G.S. Utilization of Biologically Generated Acid for Drilling Fluid Damage Removal and Uniform Acid Placement Across Long Formation Intervals. SPE European Formation Damage Conference, 15-16 May 1995, The Hague, Netherlands. SPE-30123-MS, available at: http://dx.doi.org/10.2118/30123-MS (accessed 12 December 2014).
12. Nasr-El-Din H.A., Al-Otaibi M.G.H., Al-Qahtani A.M., McKay I.D. Lab Studies and Field Application of In-Situ Generated Acid To Remove Filter Cake in Gas Wells. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 9-12 October 2005, Dallas, Texas. SPE-96965-MS, available at: http://dx.doi.org/ 10.2118/96965-MS (accessed 12 December 2014).
13. Vickers S.R., Hutton A.P., Lund A., McKay I.D., Van Kranenburg A., Twycross J. Designing Well Fluids for the Ormen Lange Gas Project, Right on the Edge. SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, 13-15 February 2008, Lafayette, Louisiana, USA. SPE-112292-MS, available at: http://dx.doi.org/10.2118/112292-MS (accessed 12 December 2014).
14. Siddiqui M.A.A., Al-Anazi H.A., Al-Ansari A.A., Bataweel M.A., Hembling D.E. Evaluation of Acid Precursor-Enzyme System for Filter Cake Removal by a Single Stage Treatment. SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition, 12-15 June 2006, Vienna, Austria. SPE-99799-MS, available at: http://dx.doi.org/10.2118/99799-MS (accessed 12 December 2014).
15. Harris R.E., McKay I.D., Mbala J.M., Schaaf R.P. Stimulation of a Producing Horizontal Well Using Enzymes that Generate Acid In-Situ -Case History. SPE European Formation Damage Conference. The Hague, 2001. DOI:10.2118/68911-MS
Об авторах
Хижняк Григорий Петрович (Пермь, Россия) - доктор технических наук, доцент, заведующий кафедрой нефтегазовых технологий Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29; е-mail: [email protected]).
Амиров Алексей Маратович (Пермь, Россия) - заведующий лабораторией Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29; е-mail: [email protected]).
Гладких Евгений Александрович (Пермь, Россия) - инженер-исследователь Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29; е-mail: [email protected]).
Козлов Андрей Александрович (Красноярск, Россия) - директор департамента разработки нефтяных и газовых месторождений ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» (660012, г. Красноярск, ул. Анатолия Гладкова, 2а; е-mail: [email protected]).
Колесов Владимир Анатольевич (Красноярск, Россия) - заведующий сектором отдела петрофизики и интерпретации данных ГИС ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» (660022, г. Красноярск, ул. Партизана Железняка, 24в; е-mail: [email protected]).
Захарян Александр Григорьевич (Москва, Россия) - кандидат технических наук, главный специалист управления повышения эффективности разработки и КИН департамента разработки месторождений ОАО НК «Роснефть» (115054, г. Москва, Дубининская, 31а; е-mail: [email protected]).
Пестриков Алексей Владимирович (Москва, Россия) - главный специалист департамента научно-технического развития и инноваций ОАО НК «Роснефть» (119049, г. Москва, ул. Шаболовская, 10, стр. 2; е-mail: [email protected]).
Чикин Андрей Егорович (Москва, Россия) - кандидат технических наук, заместитель начальника управления нефтепромысловых услуг департамента нефтепромысловых услуг и супервайзинга ОАО НК «Роснефть» (115054, г. Москва, ул. Дубининская, 31а; е-mail: [email protected]).
Комин Максим Александрович (Москва, Россия) - участник профессионального общества Society of Petroleum Engineers (SPE) (127055, г. Москва, Перуновский пер., д. 3, стр. 2; е-mail: [email protected]).
Harris Ralph Е((пшп(( (Гилфорд, Великобритания) - Ph. D. Microbial Biochemistry, Director of Cleansorb Ltd (Unit 1J Merrow Business Centre Merrow Lane Guildford GU4 7WA United Kingdom; е-mail: [email protected]).
About the authors
Grigorii P. Hizhniak (Perm, Russian Federation) - Doctor of Technical Sciences, Associate Professor, Head of Department of Oil-and-gas Technology, Perm National Research Polytechnic University (614990, Perm, Komsomolsky av., 29; e-mail: [email protected]).
Aleksei M. Amirov (Perm, Russian Federation) - Head of Laboratory, Perm National Research Polytechnic University (614990, Perm, Komsomolsky av., 29; e-mail: [email protected]).
Evgenii A. Gladkikh (Perm, Russian Federation) - Researcher-Engineer, Perm National Research Polytechnic University (614990, Perm, Komsomolsky av., 29; e-mail: [email protected]).
Andrei A. Kozlov (Krasnoiarsk, Russian Federation) - Director, Department of Oil and Gas Field Development, LLC "Slavneft-Krasnoiarskneftegaz" (660012, Krasnoiarsk, Anatolii Gladkov st., 2a; e-mail: [email protected]).
Vladimir A. Kolesov (Krasnoiarsk, Russian Federation) - Head of Unit, Department of Petrophysics and GIS-data Analysis, LLC "RN-KrasnoiarskNIPIneft" (660022, Krasnoiarsk, Partizan Zhelezniak st., 26v; e-mail: [email protected]).
Aleksandr G. Zakharian (Moscow, Russia) - Ph. D. in Technical Sciences, Principal Engineer, Division of Development Efficiency and Oil Recovery Factor Improvement, Department of Field Development, OJSC "Rosneft" (115054, Moscow, Dubininskaia st., 31a; e-mail: [email protected]).
Aleksei V. Pestrikov (Moscow, Russian Federation) - Principal Engineer, Department of Scientific and Technical Development and Innovation, OJSC "Rosneft" (119049, Moscow, Shabolovskaia st., 10, unit 2; e-mail: [email protected]).
Andrei E. Chikin (Moscow, Russian Federation) - Ph. D. in Technical Sciences, Deputy Head of Division of Oilfield Services, Division of Oilfield Services Management, Department of Oilfield Services and Supervising, OJSC "Rosneft" (115054, Moscow, Dubininskaia st., 31a; e-mail: [email protected]).
Maksim A. Komin (Moscow, Russian Federation) - Member of Professional Association Society of Petroleum Engineers (SPE) (127055, Moscow, Perunovskii lane, 3, unit 2; e-mail: [email protected]).
Ralph E. Harris (Guildford, UK) - Ph. D. Microbial Biochemistry, Director, Cleansorb Ltd (Unit 1J Merrow Business Centre Merrow Lane Guildford GU4 7WA; e-mail: [email protected]).
Получено 14.01.2015
Просьба ссылаться на эту статью в русскоязычных источниках следующим образом:
Исследование воздействия кислотогенерирующего состава DEEPA на керны продуктивных отложений Куюмбинского лицензионного участка / Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, Е.А. Гладких, А.А. Козлов, В.А. Колесов, А.Г. Захарян, А.В. Пестриков, А.Е. Чикин, М.А. Комин, Р. Харрис // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. -2015. - № 14. - С. 18-31. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.14.3
Please cite this article in English as:
Khizhniak G.P., Amirov A.M., Gladkikh E.A., Kozlov A.A., Kolesov V.A., Zakharian A.G., Pestrikov A.V., Chikin A.E., Komin M.A., Harris R. Laboratory tests of DEEPA acid-generating compound. Bulletin of PNRPU. Geology. Oil & Gas Engineering & Mining, 2015, no. 14, рр. 18-31. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.14.3
