CC BY
15Актуальные проблемы нефти и газа ■ Вып. 1(16) 2017 ■ http://oilgasjournal.ru
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПОРИСТОЙ СРЕДЫ В ПРОЦЕССЕ СТРУКТУРИРОВАНИЯ ПОЛИМЕРОМ ДЕЗИНТЕГРИРОВАННОГО КВАРЦЕВОГО ПЕСКА ПО ТЕХНОЛОГИИ «ИПНГ-ПЛАСТ 2»
А.А. Пачежерцев1, А.А Ерофеев1, Д.А. Митрушкин1, Д.А. Каушанский2, А.И. Цицорин2, А.Н. Дмитриевский2 1 - Московский физико-технический институт 2 - Институт проблем нефти и газа РАН E-mail: [email protected]
Введение
Вынос твердых частиц в результате разрушения слабосцементированного коллектора при эксплуатации нефтяных скважин остается серьезным осложнением для многих разрабатываемых месторождений. Высокую эффективность ограничения выноса твердых частиц показывают мероприятия по креплению слабосцементированных коллекторов химическими соединениями. Зарубежный и отечественный опыт обработки призабойной зоны пласта различными составами подтверждает целесообразность использования химических методов для ограничения выноса механических примесей.
Химические методы защиты внутрискважинного оборудования заключаются в обработке призабойной зоны слабосцементированного пласта минерально-вяжущими составами с использованием различных химических соединений [1]. Широкое промышленное применение в нефтяной отрасли получили технологии, основанные на применении кремнийорганических соединений, фенолрезорцинформальдегидных, карбамидных и др. типов смол [2-3]. Применяемые в нефтяной отрасли композиции не всегда показывают положительный результат, часто мероприятия по обработке призабойной зоны пласта химическими составами приводят к изменению параметров работы скважины: снижению дебита, повышению скин-эффекта. Совокупность физико-химических свойств состава определяет характер технологического воздействия на обрабатываемый пласт. Высокая вязкость химического состава не всегда обеспечивает фильтрацию раствора в пористые среды различной проницаемости. Использование дополнительных реагентов газообразования и отверждения в процессе структурирования композиции в пластовых условиях может приводить к нарушению сообщаемости пор и снижению проницаемости пласта. В процессе эксплуатации скважины под воздействием гидродинамических нагрузок возникает деформация полимерно-песчаной структуры вследствие недостаточной прочности материала, наблюдается восстановление
концентрации механических частиц в добываемой жидкости до начального уровня через 4-9 месяцев работы скважины [4].
Технология скрепления дезинтегрированной пластовой породы «ИПНГ-ПЛАСТ 2» основана на создании в пласте связанной полимерной структуры уретанового полимера. Такая структура сочетает в себе два важных качества: сохранение исходной проницаемости несвязанной породы и одновременное придание прочности этой породе, что было показано нами ранее в работах [5-7]. В настоящем исследовании представлены новые данные по структуре скрепленных кернов, полученные с использованием метода компьютерной рентгеновской микротомографии (мКТ). Данный метод позволяет провести послойное неразрушающее сканирование и определение строения внутренней структуры образцов, включая минеральный состав, поры и трещины. Принцип метода заключается в том, что при прохождении рентгеновских лучей через объект, они поглощаются веществом в зависимости от толщины объекта и его химического состава согласно закону Бира-Ламберта:
I = 1о ехр (-Ах) ,
где I - интенсивность лучей, регистрируемая приемником после прохождения объекта; 1о - начальная интенсивность лучей; А - коэффициент абсорбции;
х - толщина объекта, через который проходят лучи.
В соответствии с этим, в качестве регистрируемого изображения получают проекции коэффициентов ослабления рентгеновского излучения в результате прохождения через исследуемый объект, т.н. теневые проекции. Поперечные срезы и трехмерное распределение определяются при решении обратной задачи, заключающейся в получении информации о трехмерном распределении поглощения радиационного излучения из набора двухмерных теневых проекций, зафиксированных при вращении объекта вокруг собственной оси с заданным шагом (например, с использованием преобразования Радона).
Данный метод широко применяется в исследованиях осадочных и карбонатных пород нефтяных и газовых коллекторов [8-10]. Исследование данным методом фильтрационно-емкостных свойств пород - коллекторов нефти и газа позволяет строить цифровые модели кернов, хранить их в цифровом виде для дальнейшей обработки и
проведения математических расчетов проницаемости, механических напряжений, капиллярных давлений и электрической проводимости.
Такая работа проведена сотрудниками Института проблем нефти и газа РАН совместно с коллегами из Московского физико-технического института.
Целью исследования являлось определение структуры и параметров порового пространства искусственных образцов керна, имитирующих пористую среду призабойной зоны пласта, методом компьютерной мКТ, а также математическое моделирование течения флюида в породе. В качестве объекта исследования использованы два образца керна - до и после структурирования пористой среды полимером. В качестве метода исследования использован метод рентгеновской компьютерной томографии [11-12].
В ходе лабораторных работ были изучены образцы искусственных кернов:
1) образец керна 1 - дезинтегрированный кварцевый песок, размер фракции 0,1-0,25 мм;
2) образец керна 2 - структурированный полимером кварцевый песок, размер фракции 0,1-0,25 мм.
Работы по определению структуры и параметров порового пространства искусственных образцов керна были выполнены на сканирующем компьютерном рентгеновском микротомографе SkyScan 1272, производства фирмы Вгикег (рис. 1).
Рис. 1. Компьютерный микротомограф SkyScan 1272
Полученные в результате проведения микротомографии исходные поперечные срезы образцов в градациях серого (рис. 2) были отфильтрованы цифровым фильтром
Non-Local Means для получения более четкой границы зерен и улучшения качества и точности расчетов. Затем проводилась процедура бинаризации с использованием специализированного ПО, CT Analyzer. В результате получены черно-белые срезы (рис. 2), в которых белым цветом обозначено поровое пространство, а черным цветом -матрица, в данном случае частицы песчаника.
исходный бинаризованный
Рис. 2. Пример изображения поперечных срезов искусственных образцов
Все дальнейшие расчеты параметров порового пространства и проницаемости выполнялись на основе бинарных изображений. Для проведения расчетов были вырезаны 6 небольших объемов с размерами 4х4х4 мм из различных частей исходных образцов. Такие размеры вырезанных объектов обусловлены ограничениями скорости расчетов и требованиями к объему оперативной памяти рабочей станции, на которой проводились расчеты. Все итоговые данные по пористости, проницаемости и распределению пор по размерам являются усредненными по выбранным 6 объемам каждого отдельного образца. Результаты расчета пористости приведены в таблице 1.
Для расчета распределения пор по размерам производится операция по вписыванию в поровый канал сферы, диаметр которой и принимается за размер пор. По результатам строится набор поперечных срезов, распределение размеров пор и гистограмма распределения.
Таблица 1
Рассчитанная пористость
Номер объема Пористость, доли ед.
Образец 1 Структурированный образец 2
1 26.68 26.95
2 26.33 27.35
3 27.36 27.44
4 25.57 26.68
5 24.78 23.72
6 27.82 23.06
Среднее по всему образцу 26.42 25.87
На рис. 3 и 4 приведены результаты расчета распределения пор в образцах по размерам. На рис. 5 показан пример визуализации размеров пор в свободно распространяемой программе СТуох [6].
Образец 1
0,02 0.0-1 0,06 0.08 0Л 0Л2 0Л4 Средний диаметр пор, мм
Рис. 3. Гистограмма распределения пор по размерам в образце 1
Структур1фованный образец 2
Средний диаметр пор, мм
Рис. 4. Гистограмма распределения пор по размерам в структурированном образце 2
Рис. 5. Пример визуализации карты размеров пор в программе СТуох. Цветом обозначены поры с наибольшим (синий), наименьшим (красный) и промежуточным (зеленый) диаметром
Расчет проницаемости проводился с использованием коммерческого ПО PerGeos. Упрощенная схема расчета представлена на рис. 6. Для инициализации расчета задается давление на входе и выходе, а также вязкость фильтрующегося флюида.
Рис. 6. Упрощенная схема для расчета проницаемости образцов в ПО PerGeos
Результаты расчетов проницаемости исследованных образцов приведены в табл. 2. Трехмерная визуализация поля скоростей фильтрации отражена на рис. 7.
Таблица 2
Результаты расчета абсолютной проницаемости исследованных образцов
Номер объема Проницаемость, Д
Образец 1 Структурированный образец 2
1 16.227 16.094
2 13.581 16.942
3 16.692 15.288
4 13.519 13.099
5 12.360 9.404
6 13.809 9.039
Среднее значение 14.365 13.311
Неструктурированный образец 1 Структурированный образец 2
Рис. 7. Визуализация поля скоростей фильтрации флюида в образцах
На представленном выше рисунке с изображением полей скоростей фильтрации для большей наглядности показана часть порового пространства в центре рассматриваемого объема, по которому происходит течение флюида.
Выводы
• В результате проведенного исследования и вычислений удалось установить, что поровая структура кернов, полученная изменением свойств породы по технологии «ИПНГ-ПЛАСТ 2», сохраняется практически такой же, как и для неструктурированного керна.
• Расчет величины абсолютной проницаемости показывает ее незначительное снижение с 14 Д до 13 Д.
• Визуализация скоростей потоков через рассматриваемые образцы керна показывает сохранение строения поля скоростей для структурированного образца керна.
ЛИТЕРАТУРА
1. Цицорин А.И., Демьяновский В.Б., Каушанский Д.А. Химические методы ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах [Электронный ресурс] // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика: Электрон. науч. журн. 2014. № 2(10). 8 с. -Режим доступа: http://oilgasjoumal.ru (Дата обращения 04.08.2017).
2. РумянцеваЕ.А., КозупицаЛ.М., Акимов Н.И. Крепление слабосцементированных пород в призабойной зоне скважины химическими методами // Интервал. 2008. № 4. С. 27-31.
3. Сувернев С.П. Химическое связывание слабосцементированной породы для борьбы с песком // Инженерная практика. 2011. № 2. С. 101-103.
4. Якимов С.Б. Особенности эксплуатации погружных насосов после проведения работ по ограничению выноса песка из призабойной зоны // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2014. № 1. С. 51-55.
5. Демьяновский В.Б., Каушанский Д.А., Дмитриевский А.Н., Цицорин А.И. Пат. RU 2558831 C1. Способ повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах. № 2014120882/03; Заявл. 23.05.2014; Опубл. 10.08.2015 // Изобретения. Полез. модели. Бюл. № 22. - Режим доступа: http://www1.fips.ru
6. Каушанский Д.А., Цицорин А.И., Дмитриевский А.Н., Демьяновский В.Б., Щербаков Д.П. Изучение прочностных и фильтрационных свойств образцов кернов, структурированных уретановым предполимером // Нефтяное хозяйство. 2016. № 3. С.105-107.
7. Каушанский Д.А., Дмитриевский А.Н., Цицорин А.И., Демьяновский В.Б. Физико-химические и реологические свойства состава «ИПНГ-ПЛАСТ 2» для ограничения выноса механических примесей в нефтяных скважинах // Нефтяное хозяйство. 2015. № 4. С. 84-87.
8. Taud H. et al. Porosity Estimation method by X-ray computed tomography // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2005. Vol. 47. P. 209-217.
9. Vandersteen K. et al. Quantitative characterization of fracture apertures using microfocus computed tomography // Geological Society: Special Publications. London. 2003. Vol. 215. P. 61-68.
10. Van Geet M., Swennen R., Wevers M. Quantitative analysis of reservoir rocks by microfocus X-ray computerised tomography // Sedimentary Geology. 2000. Vol. 132. P. 25-36.
11. Язынина И.В. и др. Новый подход к исследованиям керна с помощью рентгеновской микротомографии для решения задач петрофизики // Нефтяное хозяйство. 2017. № 1. С. 19-23.
12. Кривощеков С.Н., Кочнев А.А. Опыт применения рентгеновской компьютерной томографии для изучения свойств горных пород // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2013. № 6. С. 32-42.
